Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Cálculo de Risco da RNT Associado às Indisponibilidades dos Elementos de Rede
Joana Quaresma Pereira Miller
PARA APRECIAÇÃO POR JÚRI
Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Ramo de Energia
Orientador: Prof. Dr. António Machado e Moura Co-orientador: Eng. Ricardo Vasco Fernandes
17/03/2018
i
Resumo
Atualmente existe por parte da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) e dos
consumidores em geral, uma crescente exigência da qualidade de serviço da Rede Nacional de
Transporte (RNT). Para atingir esse fim, é requerida uma elevada fiabilidade dos equipamentos
constituintes da rede, pelo que são necessárias indisponibilidades para executar ações de
manutenção corretiva e preventiva.
No caso de Pontos de Entrega (PdE) alimentados apenas por dois elementos principais da
RNT (linhas ou transformadores), a indisponibilidade de um deles obriga à perda de segurança
N-1. Estas indisponibilidades podem ser mais ou menos críticas dependendo da topologia da
Rede Nacional de Distribuição (RND) em causa, da carga envolvida e das características da
própria indisponibilidade.
É objetivo desta dissertação o desenvolvimento de uma metodologia de cálculo de risco
anual por PdE associado às indisponibilidades, que permita ao Gestor do Sistema obter os
valores históricos de risco e os associados aos planos anuais de indisponibilidades para os anos
seguintes. A metodologia é também aplicável aos PdE que são alimentados apenas por um
elemento de rede, uma vez que a falha desse elemento causará de igual forma a interrupção
de abastecimento nesses PdE.
Para que a metodologia fosse implementada e os riscos quantificados, foi necessário o uso
da ferramenta Microsoft Excel-VBA (Visual Basic for Applications) através de macros, de forma
a que o processo de cálculo fosse automatizado e tornasse flexível futuras análises de risco.
Neste processo foram incluídos dados fornecidos pela aplicação informática de gestão de
indisponibilidades, o histórico anual das taxas de falhas e respetivos tempos de reposição de
cada elemento, os valores de carga natural anual para cada PdE, os protocolos de operação
com o distribuidor e os planos anuais de indisponibilidades, previstos e efetivamente realizados.
A análise de risco incidiu sobre os últimos 5 anos, desde 2014 até 2018. Os resultados obtidos
e a metodologia desenvolvida permitiram alcançar com sucesso os objetivos da presente
dissertação. Assim, a análise de risco realizada permitiu criar uma base de conhecimento para
o Gestor do Sistema, contribuindo para a otimização do planeamento de indisponibilidades,
mitigando eventuais situações de risco elevado, com consequente benefício na continuidade de
fornecimento de energia elétrica.
Palavras-chave: Rede Nacional de Transporte, Redes Energéticas Nacionais, Risco,
Indisponibilidades, Ponto de Entrega.
iii
Abstract
Currently there’s an increasing demand of the quality of the service provided by the
National Transmission Grid (NTG)both by the National Regulatory Authority (ERSE) and the end
consumers. To achieve that purpose, it requires high reliability of the network’s equipment
components, which, according to that, requires outages to execute preventive and corrective
maintenance actions.
In Delivery Points (DP) connected only by two main NTG elements (lines or transformers),
the outage of one of them leads to the loss of the N-1 security criterion. These outages can be
more or less critical depending on the National Distribution Grid (NDG) topology, load and the
characteristics of the outages.
This dissertation aims to develop an annual risk calculation methodology by DP associated
with the outages that allows the System Manager to obtain recorded risk values and those linked
to the annual outage plans for the upcoming years. The methodology used is also applied to the
DP that are connected only by a single network element, as this element’s failure will equally
cause the supply interruption in those DP.
This methodology, in order to be executed, and their risks quantified, required the use of
Microsoft Excel-VBA (Visual Basic for Applications) through macros, so that the calculation
procedure could be automatized and future risk analysis become more flexible.
In this process data provided by the outage management software application, the annual
record of failure rates and related restitution time of each element, annual values of natural
load for each PdE, operational conventions with the distributor and annual outage plans,
predicted and effectively executed were included.
Risk analysis focused on the last five years, since 2014 to 2018. The results obtained and
the developed methodology allowed to successfully achieve the main goals of the present
dissertation. Therefore, risk analysis allowed to develop a knowledge base for the System
Manager, contributing to the optimization of the outage planning, mitigating eventual high-risk
situations, consequently with benefits in the continuity of supply of electric energy.
Keywords: National Transport Network, National Energy Networks, Risk, Outages, Delivery
Point.
v
Agradecimentos
Em primeiro lugar gostaria de agradecer a presente dissertação ao meu pai Manuel Artur, à
minha mãe Olindina, aos meus irmãos Artur e Paulo e restante família, por me apoiarem
incondicionalmente durante o meu percurso académico, por acreditarem sempre em mim e por
me darem tanta força para que eu fosse um dia engenheira.
Ao meu orientador, o Professor Doutor António Machado e Moura, sempre querido e
simpático, gostaria de agradecer pelo voto de confiança e por todo o apoio, conselhos e
motivação que foram essenciais ao longo do desenvolvimento da dissertação.
Ao meu co-orientador, Eng. Ricardo Vasco Fernandes gostaria de agradecer por toda a
paciência, orientação, transmissão de conhecimento, esclarecimento de dúvidas e sempre
disposto a ajudar no que fosse preciso.
Ao Eng. Vieria Couto quero também deixar um agradecimento pela oportunidade que me
deu em realizar este projeto e pela ótima receção e disponibilização de excelentes condições
de trabalho.
Gostaria de dar um especial agradecimento ao Eng. Manuel Ribeiro e ao meu amigo Carlos
Coelho por todas as críticas construtivas e toda a disponibilidade que manifestaram, pois sem
a ajuda incansável deles a minha dissertação não seria de maneira alguma possível.
Aos restantes colegas do COR, o meu obrigado por todo o companheirismo e boa disposição
que me proporcionaram. Sem dúvida que animavam sempre o meu dia.
Por último, a todos os meus amigos que direta ou indiretamente contribuíram para o meu
crescimento como pessoa e como estudante ao longo desta etapa importante da minha vida.
Joana Miller
vii
“Success is not final, failure is not fatal:
it is the courage to continue that counts”
Winston Churchill
ix
Conteúdo
Resumo ............................................................................................. i
Abstract .......................................................................................... iii
Agradecimentos ................................................................................. v
Conteúdo ........................................................................................... i
Lista de Figuras ................................................................................. xi
Lista de Tabelas ............................................................................... xii
Abreviaturas e Símbolos ..................................................................... xiv
Capítulo 1 ......................................................................................... 1
1. Introdução ................................................................................. 1
1.1. Contextualização .................................................................................... 1
1.2. Motivação e Objetivos .............................................................................. 2
1.3. Estrutura da Dissertação............................................................................ 2
Capítulo 2 ......................................................................................... 3
2. A Continuidade de Serviço na Rede Nacional de Transporte ..................... 3
2.1. Introdução............................................................................................. 3
2.2. A Atividade de Transporte no Setor Elétrico .................................................... 3 2.2.1. Rede Nacional de Transporte de Eletricidade .................................... 4 2.2.2. REN – Entidade Concessionária da RNT ............................................ 4
2.2.2.1. Gestão do Sistema e Operação da Rede ..................................... 5
2.3. Continuidade de Serviço ............................................................................ 6 2.3.1. Carga Natural .......................................................................... 7 2.3.2. Interrupções ............................................................................ 8 2.3.3. Indicadores de Continuidade de Serviço ........................................ 10
2.3.3.1. Energia Não Fornecida ........................................................ 10
2.4. Conclusão ........................................................................................... 13
Capítulo 3 ....................................................................................... 15
3. O Risco e as Indisponibilidades na Rede Nacional de Transporte ............. 15
3.1. Introdução........................................................................................... 15
3.2. A Segurança Operacional do Sistema ........................................................... 15 3.2.1. Avaliação da Segurança Baseada no Risco ...................................... 16 3.2.2. Contingências ........................................................................ 18 3.2.3. Análise de Segurança da RNT ..................................................... 18
3.3. Trabalhos nas Instalações da RNT ............................................................... 19 3.3.1. Plano Anual de Indisponibilidades ................................................ 20 3.3.2. Solicitações de Trabalhos na RNT ................................................ 21 3.3.3. Análise de Indisponibilidades ...................................................... 22
x
3.3.4. A Aplicação para Registos de Trabalhos na RNT: GestSEN ................... 23
3.4. Conclusão ........................................................................................... 24
Capítulo 4 ....................................................................................... 27
4. Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega ................. 27
4.1. Introdução........................................................................................... 27
4.2. Medidas Aplicáveis em Caso de Ocorrência de Incidente num PdE em Risco ........... 27
4.3. Determinação dos Parâmetros do Risco ....................................................... 30
4.4. Divisão do Risco em Cinco Eventos ............................................................. 31
4.5. Cálculo do Risco de cada Evento de um Ponto de Entrega Monoalimentado ............ 32 4.5.1. Ponto de Entrega Com Recurso ................................................... 32 4.5.2. Ponto de Entrega Sem Recurso ................................................... 33
4.6. Cálculo do Risco de cada Evento de um Ponto de Entrega Bialimentado ................ 34 4.6.1. Ponto de Entrega Com Recurso Total ............................................ 34 4.6.2. Ponto de Entrega Com Recurso Parcial .......................................... 35
4.6.2.1. Indisponibilidade Com Início e Fim no Mesmo Dia ....................... 35 4.6.2.2. Indisponibilidade com Início e Fim em Dias Diferentes ................. 36
4.6.3. Ponto de Entrega Sem Recurso ................................................... 38 4.6.3.1. Indisponibilidade com Início e Fim no Mesmo Dia ........................ 38 4.6.3.2. Indisponibilidade com Início e Fim em Dias Diferentes ................. 39
4.7. Risco Total do Ponto de Entrega ................................................................ 41
4.8. Conclusão ........................................................................................... 42
Capítulo 5 ....................................................................................... 43
5. Análise de Resultados dos Riscos Anuais por Ponto de Entrega ............... 43
5.1. Introdução........................................................................................... 43
5.2. Risco dos PdE Monoalimentados ................................................................. 43 5.2.1. Risco Anual Global dos PdE Monoalimentados .................................. 43 5.2.2. Risco Anual dos PdE Monoalimentados .......................................... 44
5.3. Riscos dos PdE Bialimentados .................................................................... 46 5.3.1. Risco Anual Global dos PdE Bialimentados ...................................... 46 5.3.2. Top 3 do Risco Efetivo dos PdE Bialimentados, por ano ...................... 47
5.3.2.1. Risco em 2014 .................................................................. 48 5.3.2.2. Risco em 2015 .................................................................. 49 5.3.2.3. Risco em 2016 .................................................................. 51 5.3.2.4. Risco em 2017 .................................................................. 53
5.4. Conclusão ........................................................................................... 54
Capítulo 6 ....................................................................................... 55
Conclusões e Trabalhos Futuros ............................................................ 55
6.1. Conclusões .......................................................................................... 55
6.2. Trabalhos Futuros .................................................................................. 56
Anexo A ......................................................................................... 57
A1 — Tabelas dos Resultados do Risco Anual por PdE ................................................. 57
Referências ..................................................................................... 63
xi
Lista de Figuras
Figura 1 - Estrutura organizacional da concessão da REN. ........................................ 5
Figura 2 - Esquema das redes de distribuição alimentadas por um PdE. ........................ 8
Figura 3 - Classificação de interrupções. ............................................................. 9
Figura 4 - Parcelas da ENF e respetivos tempos [18]. ............................................ 12
Figura 5 - Evolução da ENF nos últimos anos [17]. ................................................ 13
Figura 6 - Curva Iso-Risco segundo [23]. ............................................................ 17
Figura 7 - Medidas em caso de ocorrência de incidente no elemento que assegura os
consumos nos PdE monoalimentados e nos PdE bialimentados na sequência de perda de
segurança N-1. ........................................................................................... 29
Figura 8 - Risco dos PdE Monoalimentados. ........................................................ 44
Figura 9 – Risco dos PdE Monoalimentados – Clientes MAT. ..................................... 45
Figura 10 - Risco dos PdE Monoalimentados – Entrega à Distribuição. ......................... 45
Figura 11 - Risco dos PdE Bialimentados. ........................................................... 47
Figura 12 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2014. ............................. 48
Figura 13 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2014. ............................. 48
Figura 14 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2015. ............................. 50
Figura 15 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2015. ............................. 50
Figura 16 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2016. ............................. 51
Figura 17 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2016. ............................. 52
Figura 18 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2017. ............................. 53
Figura 19 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2017. ............................. 53
xii
Lista de Tabelas
Tabela 1 – Risco Previsto e Risco Efetivo no ano de 2014 ........................................ 57
Tabela 2 - Risco Previsto e Risco Efetivo no ano de 2015 ........................................ 58
Tabela 3 - Risco Previsto e Risco Efetivo no ano de 2016 ........................................ 59
Tabela 4 - Risco Previsto e Risco Efetivo do ano de 2017 ........................................ 60
Tabela 5 - Risco Previsto do ano de 2018 ........................................................... 61
xiv
Abreviaturas e Símbolos
AT Alta Tensão
COR Centro de Operação da Rede
DGEG Direção-Geral de Energia e Geologia
DS Centro de Despacho
EDPD Energias De Portugal Distribuição
EMS Energy Management System
ENF Energia Não Fornecida
ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
GGS Gestão Global do Sistema
GSOR Gestão do Sistema Operação da Rede
MAIFI Momentary Average Interruption Frequency Index
MAT Muito Alta Tensão
MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade
MT Média Tensão
MW Megawatt
ORD Operador da Rede de Distribuição de energia elétrica
ORT Operador da Rede de Transporte de energia elétrica
PAI Plano Anual de Indisponibilidades
PdE Ponto de Entrega
REN Redes Energéticas Nacionais
RND Rede Nacional de Distribuição de energia elétrica em alta e média tensão em
Portugal continental
RNT Rede Nacional de Transporte de energia elétrica em Portugal continental
SAIDI System Average Interruption Duration Index
SAIFI System Average Interruption Frequency Index
SARI System Average Restoration Index
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition
TIE Tempo de Interrupção Equivalente
1
Capítulo 1
1. Introdução
A presente dissertação foi realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia
Eletrotécnica e de Computadores com o intuito de implementar uma metodologia de cálculo
de risco associado às indisponibilidades dos elementos da RNT proposta pelo departamento de
Operação da Rede da direção da Gestão do Sistema (GSOR) da empresa Redes Energéticas
Nacionais, S.A. (REN).
Neste primeiro capítulo será apresentada a contextualização do tema, seguindo-se a
motivação e objetivos e no final a estrutura da dissertação.
1.1. Contextualização
A análise de risco tornou-se cada vez mais importante desde que a liberalização do setor
elétrico despertou uma certa instabilidade na segurança operacional da rede. A introdução do
novo ambiente competitivo orientado para o mercado interno de eletricidade e das mudanças
regulatórias que causaram a desagregação das atividades do setor elétrico, resultaram em
condições de operação mais próximas dos seus limites (o que significa margens de segurança
mais baixas).
Devido à vulnerabilidade das condições de operação da rede, as limitações da avaliação
determinística que serviu a indústria de energia por longos anos tornaram-se visíveis [1]. Uma
limitação que é imediatamente reconhecida na abordagem determinística é o facto de não
considerar a natureza estocástica do comportamento do sistema, inibindo uma análise rigorosa
das condições futuras de operação, uma vez que o futuro é inerentemente incerto. Logo, pode
não ser suficiente para preservar um nível razoável de fiabilidade do sistema, mas como o nível
de investimento nas infraestruturas de rede é bastante alto, a fiabilidade da operação do
sistema não fica comprometida. No entanto, a procura de custos mais baixos e de maior
eficiência na operação são uma constante.
O aparecimento das técnicas probabilísticas para a análise de segurança da rede surgiu a
fim de reduzir as limitações da abordagem determinística e de alcançar um compromisso
adequado entre os custos operacionais e a robustez relativamente a contingências [2]. O uso
de tais técnicas torna-se essencial na análise de risco, já que o comportamento probabilístico
é a origem do risco, o qual não deve conter apenas a probabilidade, mas uma combinação de
probabilidade e consequência. Sendo assim, a análise de risco pretende dar resposta às
seguintes perguntas: O que poderá acontecer? Quão provável é o acontecimento? Se acontecer,
quais são as consequências esperadas? [3]
2 Introdução
1.2. Motivação e Objetivos
A operação da rede é uma tarefa essencial e complexa, que tem como função garantir a
continuidade e qualidade de serviço requeridas. As indisponibilidades, fundamentais para ações
de manutenção e outros trabalhos, muitas das vezes causam a perda de segurança N-1, pelo
que uma análise de risco aprofundada permitirá um funcionamento mais seguro e eficiente da
rede [4]. Desta forma, reconhece-se a crescente necessidade em fornecer ferramentas de
suporte à Gestão Global do Sistema (GGS) para a quantificação do risco, o que dá motivação
para a realização da presente dissertação.
Assim, o objetivo da dissertação consiste no desenvolvimento de cálculo de risco anual por
PdE. A metodologia desenvolvida será implementada a partir da ferramenta Microsoft Excel-
VBA com recurso a macros, de modo a tornar flexível a quantificação e análise de risco histórico
associado às indisponibilidades em PdE bialimentados e o associado aos PdE monoalimentados.
A análise de risco vai incidir sobre os últimos 5 anos, desde o risco efetivo e previsto desde
2014 a 2017 e o previsto do ano de 2018.
A quantificação do risco associado às indisponibilidades da RNT poderá vir a ser muito útil
na gestão de operação da rede e na realização do Plano Anual de Indisponibilidades (PAI). As
expectativas do uso desta ferramenta para o Gestor do Sistema serão maximizar a eficiência
da segurança no fornecimento de energia elétrica dentro de um nível de risco aceitável, desde
que técnica e financeiramente justificado.
1.3. Estrutura da Dissertação
A presente dissertação está divida em 6 capítulos. No primeiro capítulo é introduzido o
tema e são apresentados a motivação, os objetivos e a estrutura da mesma.
No capítulo 2 é descrita a atividade da Rede Nacional de Transporte de eletricidade, a
estrutura organizacional da concessionária REN, as interrupções de fornecimento de energia e
o enfoque na Energia Não Fornecida.
No capítulo 3 é abordada a segurança operacional do sistema, a quantificação do risco e as
contingências consideradas na análise de segurança da RNT. Neste capítulo ainda se define o
Plano Anual de Indisponibilidades e a aplicação informática que permite os registos dos
trabalhos nas instalações da RNT.
No capítulo 4 é demonstrado o desenvolvimento da metodologia que permite a
quantificação do risco anual dos PdE monoalimentados e dos PdE bialimentados associados às
indisponibilidades de um dos elementos.
No capítulo 5 são analisados os resultados dos cálculos do risco dos PdE monoalimentados e
dos PdE bialimentados, considerando as indisponibilidades efetivamente realizadas e as
indisponibilidades do Plano Anual de Indisponibilidades para o ano seguinte.
No sexto e último capítulo, são apresentadas as conclusões da dissertação e as propostas
de trabalhos futuros.
3
Capítulo 2
2. A Continuidade de Serviço na Rede Nacional de Transporte
2.1. Introdução
Neste capítulo será descrita a atividade da Rede Nacional de Transporte de eletricidade,
bem como a estrutura organizacional da sua concessionária REN. A operação da RNT exige uma
elevada qualidade e continuidade de serviço, pelo que também será abordada a questão das
interrupções de fornecimento de energia elétrica que se refletem no cálculo dos indicadores
de continuidade de serviço, mais particularmente na Energia Não Fornecida.
2.2. A Atividade de Transporte no Setor Elétrico
No setor elétrico, a cadeia de valor do Sistema Elétrico Nacional (SEN) integra o exercício
das atividades de produção, de transporte, de distribuição, de comercialização e de consumo
de energia elétrica [5].
A energia elétrica, constituindo-se como um bem essencial, está sujeita a obrigações de
serviço público e da responsabilidade de todos os intervenientes do SEN, de entre as quais a
segurança, a regularidade e a qualidade do seu abastecimento monitorizada pela Direção-Geral
de Energia e Geologia (DGEG). Desta forma, a sua regulação tem por finalidade assegurar a
eficiência e a racionalidade das atividades em termos objetivos, transparentes, não
discriminatórios e concorrenciais através da sua contínua supervisão e acompanhamento. A
regulação setorial é da competência da ERSE, estando sujeitas à regulação as atividades de
transporte, de distribuição e de comercialização de último recurso de eletricidade, assim como
as de operação logística de mudança de comercializador e a gestão de mercados organizados
[6].
A atividade de transporte de eletricidade é efetuada em Muito Alta Tensão (MAT), ao nível
dos 150kV, 220kV e 400kV, mediante a exploração da RNT correspondente a uma única
concessão atribuída pelo Decreto-Lei n.º 29/2006 de 15 de Fevereiro [7], em regime de serviço
público e de exclusividade à REN [8].
4 A Continuidade de Serviço na Rede Nacional de Transporte
2.2.1. Rede Nacional de Transporte de Eletricidade
A RNT assegura o escoamento da energia elétrica produzida nas centrais electroprodutoras
em MAT até às redes de distribuição, as quais conduzem essa energia até às instalações da
maioria dos consumidores. É também através desta rede que se estabelece a ligação até
algumas instalações, como as das indústrias automóveis, ferroviárias, de celulose ou de
extração mineira que necessitam de eletricidade em MAT [9]. Os pontos da rede onde se fazem
a entrega de energia elétrica às instalações dos consumidores designam-se pontos de entrega.
Na RNT, o PdE é normalmente o barramento de uma subestação a partir do qual se alimenta a
instalação do consumidor. Podem também constituir PdE os terminais dos secundários de
transformadores de potência de ligação a uma instalação do cliente, ou a fronteira de ligação
de uma linha à instalação do cliente [10].
A RNT está igualmente interligada com a rede espanhola em vários pontos do território
nacional, permitindo a realização de trocas de eletricidade com a Espanha, úteis quer do ponto
de vista da segurança dos sistemas elétricos, quer do ponto de vista do fornecimento aos
consumidores de ambos os países – Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL). Estas ligações
transfronteiriças permitem ainda otimizar o fornecimento de energia elétrica em termos
económicos, promovendo a concorrência entre os agentes produtores de ambos os países [9].
A filosofia da RNT assenta numa estrutura malhada, o que, se por um lado permite um
dimensionamento mais eficiente (reduzindo o número de quilómetros de linhas e quantidades
de outros equipamentos) e, por conseguinte, uma maior utilização das capacidades dos
elementos constituintes das redes, por outro conduz a maiores variações e incerteza
relativamente às distribuições dos fluxos nessas redes ao longo do tempo, muito dependentes
do mix de produção em serviço em cada momento, em conjunto com os saldos de trocas
internacionais. Por outro lado, uma rede malhada favorece também a definição e adoção de
soluções de desenvolvimento que conjuguem uma resposta simultânea e integrada a mais do
que uma necessidade da rede [11].
2.2.2. REN – Entidade Concessionária da RNT
De acordo com a legislação vigente, compete à REN a realização dos estudos de
planeamento da evolução da RNT, a fim de coordenar os planos de desenvolvimento da rede
com as previsões da produção e do consumo nacionais, e dos estudos de segurança de
abastecimento elétrico ao país numa perspetiva de médio/longo prazo. Estes estudos são
remetidos às entidades competentes para aprovação prévia, sem o que não é possível passar à
fase de investimento.
O investimento na RNT tem acompanhado o crescimento do consumo nacional. Nos últimos
anos, em consequência da integração de elevados níveis de nova geração renovável, a maioria
da qual no interior do país, houve um reforço da RNT para essas zonas, de forma a transportar
mais energia renovável para os centros de consumo. Para além disso, na sequência dos acordos
2.2. A Atividade de Transporte no Setor Elétrico 5
estabelecidos entre Portugal e Espanha, no âmbito do desenvolvimento do MIBEL, houve um
aumento significativo da capacidade de interligação entre os dois países, só possível de alcançar
após a conclusão de diversos reforços da rede de transporte nos dois lados da fronteira [12].
Considerando que a RNT assume um papel crucial no SEN, a sua exploração integra ainda a
função de Gestão Global do Sistema, assegurando a coordenação sistémica das instalações de
produção e de distribuição, tendo em vista o funcionamento integrado e harmonizado do
sistema [7]. Esta tarefa implica o acompanhamento permanente de uma enorme quantidade de
parâmetros (produções, consumos, estado dos equipamentos, indisponibilidades da rede, etc.),
de modo a assegurar a correta operação de todo o sistema, em condições de segurança e sempre
com as convenientes margens de reserva [12].
A concessão da RNT inclui assim as áreas do Planeamento, do Investimento, da Exploração
e da GGS constituída pelo Despacho, pela Operação da Rede, pelos Sistemas e Desenvolvimento
e pela Operação de Mercado (figura 1).
2.2.2.1. Gestão do Sistema e Operação da Rede
A GGS consiste na monitorização, controlo e operação remota da RNT – Operação da Rede
– assegurando o equilíbrio permanente entre a geração e o consumo de energia elétrica por
forma a garantir o abastecimento e a segurança do sistema – Despacho –, bem como na gestão
das atividades de contratação, relação comercial e acerto de contas com os agentes do mercado
de eletricidade – Operação de Mercado –, sendo essencial a gestão dos sistemas de informação
adaptados à evolução das necessidades e que nos quais servem de suporte à atividade da GGS
– Sistemas e Desenvolvimento [13].
Conforme o disposto no Regulamento de Operações das Redes [14], a atividade da GGS é
da responsabilidade do Operador da Rede de Transporte (ORT) – REN – também designado por
Gestor Técnico Global do Sistema. O Gestor Técnico Global do Sistema assegura assim a
Figura 1 - Estrutura organizacional da concessão da REN.
6 A Continuidade de Serviço na Rede Nacional de Transporte
coordenação do funcionamento da RNT, incluindo a gestão das interligações e dos pontos de
ligação ao Operador da Rede de Distribuição (ORD) em Média Tensão (MT) e Alta Tensão (AT) –
EDP Distribuição (EDPD) – e a clientes ligados diretamente à RNT, observando os níveis de
segurança e qualidade de serviço estabelecidos.
Parte substancial da atividade do operador da RNT é desenvolvida a partir de dois centros:
o Centro de Despacho (DS) e o Centro de Operação da Rede (COR). Estes dois centros do Gestor
do Sistema encontram-se constituídos em duas instalações diferentes e geograficamente
afastadas, Sacavém e Maia, respetivamente, requerendo um SCADA/EMS ligado às demais
instalações da RNT, a partir da Rede de Telecomunicações de Segurança, na qual garante a
transmissão fiável de sinais entre as instalações e os seus sistemas informáticos centrais,
assegurando as funcionalidades fundamentais do Gestor do Sistema [11]. No COR, o GSOR tem
como principais responsabilidades [13]:
• Participar na recolha e programação de indisponibilidades geradas internamente ou por
solicitações de terceiros, bem como outros tipos de intervenção sobre a rede e as
instalações;
• Executar as manobras decorrentes das indisponibilidades e outros tipos de intervenção
programadas e não programadas, por telecomando (operador remoto do COR) ou com o
envolvimento das equipas de operação local, em articulação com as salas de comando de
entidades externas ligadas à RNT;
• Monitorizar a RNT em tempo real, através do sistema SCADA/EMS, e reagir a incidentes,
realizando as manobras de reposição em serviço, em articulação com o Despacho e com as
salas de comando de entidades externas e posterior recolha e análise da sua informação;
• Monitorizar os equipamentos da RNT em tempo real e mobilizar as equipas necessárias
à resolução de avarias urgentes que ponham em causa o funcionamento do sistema ou os
próprios equipamentos.
2.3. Continuidade de Serviço
Tal como dito anteriormente, o desenvolvimento de uma rede de transporte, em resposta
a necessidades concretas, deve ter em consideração diversos fatores base, destacando-se entre
eles a segurança e garantia de abastecimento.
Outro fator igualmente relevante, contribuindo de forma significativa para o cumprimento
do anterior, passa por assegurar a recolha e o transporte da energia produzida pelas centrais,
contribuindo deste modo para a colocação junto dos consumos da energia por eles requerida,
isto tendo também em consideração a integração crescente das energias baseadas em fontes
renováveis, de acordo com os objetivos e políticas energéticas estabelecidos [11].
2.3. Continuidade de Serviço 7
2.3.1. Carga Natural
Atualmente no território continental, do montante global de potência de produção
instalada, mais de metade diz respeito a centros electroprodutores baseados em fontes de
energia renovável e destes últimos, uma parte considerável encontra-se ligada em AT às redes
de distribuição, tomando a designação de “produção embebida”.
No entanto, se em termos médios a presença de produção embebida permite estimar um
balanceamento energético não nulo, já quanto à satisfação da continuidade de serviço, o
carácter volátil e intermitente das fontes renováveis e a falta de garantia de potência exige
que a garantia do abastecimento se suporte na adequação de transformação MAT/AT nos PdE,
num quadro onde a resposta ativa de procura não se encontra ainda suficientemente madura e
implementada para reagir à volatilidade e intermitência da oferta presente na produção
embebida.
De notar ainda que, presentemente 57% da potência eólica e porventura a totalidade da
fotovoltaica ligada às redes de distribuição não se encontra adequada com requisitos de
resiliência a cavas de tensão1, pelo que perante cavas de tensão, mesmo as de pequena
duração, originadas por curto-circuitos, aquela produção desliga-se automaticamente da rede,
estabelecendo um efeito de súbita ausência de energia disponível para o abastecimento, a qual
tem que ser imediatamente compensada por alteração dos fluxos entre a MAT e a AT, isto é,
recorrendo à potência e energia a disponibilizar pela RNT nos respetivos PdE.
Deste modo, os valores de carga indicados em cada PdE de ligação à RND são satisfeitos,
quer pela produção embebida, quer pela RNT via transformação MAT/AT (figura 2) [11].
1Cava de tensão - Diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 5% da tensão
declarada, seguida do restabelecimento da tensão após um curto lapso de tempo.
8 A Continuidade de Serviço na Rede Nacional de Transporte
Como o trânsito de potência nos transformadores de uma subestação MAT/AT não traduz a
real carga elétrica por eles alimentados, é decisivo separar a componente de carga da de
geração distribuída na RND. Assim surge o conceito de Carga Natural, que corresponde ao valor
efetivo do consumo numa subestação, e que resulta da soma algébrica do trânsito nos
transformadores com o da geração distribuída. Dito por outras palavras, e do ponto de vista do
ORT, a carga natural é aquela que deve ser abastecida pela RNT caso haja uma falha local da
produção distribuída [15].
2.3.2. Interrupções
Segundo o Regulamento da Qualidade de Serviço [16], interrupção é “a ausência de
fornecimento de energia elétrica a uma infraestrutura de rede ou a uma instalação de
consumo”.
Uma vez que a receção e entrega de eletricidade só podem ser interrompidas por razões de
interesse público como a execução de planos nacionais de emergência energética, por razões
de serviço devido à necessidade imperiosa de realizar manobras, trabalhos de ligação,
reparação ou conservação da rede, por acordo ou situações de facto imputável com o cliente
ligado à RNT, a possibilidade de ocorrência destas interrupções (previstas) exige a adequada
divulgação com antecedência aos clientes ligados à RNT por parte dos ORT.
Contudo, existem interrupções (acidentais) que não são passíveis de serem evitadas, cuja
receção e entrega de eletricidade são interrompidas por razões de segurança, dado a
Figura 2 - Esquema das redes de distribuição alimentadas por um PdE.
2.3. Continuidade de Serviço 9
continuidade de fornecimento comprometer a segurança de pessoas e bens, por casos fortuitos,
por casos de força maior, por causas próprias ou devido a outras redes ou instalações.
Estas interrupções podem ser classificadas de acordo com a sua duração. A duração de uma
interrupção num PdE é determinada desde o instante em que a tensão de alimentação nesse
PdE é inferior a 5% do valor da tensão declarada em todas as fases até ao instante em que a
tensão de alimentação é igual ou superior numa das fases desse PdE, a 5% da tensão declarada
ou o instante em que o fornecimento é reposto a partir de outro PdE, mesmo que por uma
tensão nominal diferente.
Na sequência de uma interrupção num PdE da RND que afete várias instalações de consumo
ligadas diretamente ou através da RND, a reposição do fornecimento pode ser feita
escalonadamente no tempo, sendo a duração equivalente de interrupção a média aritmética
dos tempos parciais de reposição e o fator de ponderação a potência reposta em cada um dos
escalões [16].
O número e a duração das interrupções previstas e acidentais servem para caracterizar a
continuidade de serviço prestada pelo ORT, podendo estas últimas serem classificadas ainda
por interrupções longas (duração superior a 3 minutos), interrupções breves/curtas (duração
superior a 1 segundo e inferior ou igual a 3 minutos) ou interrupções transitórias (duração
inferior ou igual a 1 segundo) [17], como se demonstra na figura 3.
Em conformidade com o Manual de Procedimentos da Qualidade de Serviço [18], os
indicadores de continuidade de serviço são calculados com base nas interrupções longas e nas
interrupções breves, uma vez que as interrupções transitórias (microcortes) provocam apenas
cavas de tensão e não o corte no abastecimento de consumos.
Figura 3 - Classificação de interrupções.
10 A Continuidade de Serviço na Rede Nacional de Transporte
2.3.3. Indicadores de Continuidade de Serviço
Os indicadores de continuidade de serviço são determinados pela REN para avaliação da
qualidade de serviço associada à continuidade do fornecimento de energia elétrica, divididos
por um conjunto de indicadores de caráter geral e por um conjunto de indicadores de índole
individual.
Os seguintes indicadores gerais ou de sistema são relativos ao desempenho global da RNT
[17]:
• ENF – Energia Não Fornecida (MWh);
• TIE – Tempo de Interrupção Equivalente (min);
• SAIFI – Frequência Média de Interrupções Longas do Sistema;
• SAIDI – Duração Média das Interrupções Longas do Sistema (min);
• SARI – Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min);
• MAIFI – Frequência Média de Interrupções Breves do Sistema.
Enquanto os indicadores individuais são relativos ao desempenho da RNT em cada PdE e
identificados como:
• Número de Interrupções;
• Duração Total das Interrupções (min).
2.3.3.1. Energia Não Fornecida
Os incidentes na RNT originam, por vezes, a interrupção do fornecimento de energia às
redes de distribuição. Colocar novamente em tensão esses PdE onde a REN procede à entrega
de energia à EDPD é um processo que demora algum tempo e a que está associado um
determinado valor de ENF.
A este processo segue-se o da reposição da energia nas redes de distribuição, o qual tem
uma duração que depende, nomeadamente, do grau de automatização das subestações da EDPD
e de particularidades da própria rede. A ENF associada a esta fase do processo é devida ao facto
de não ser possível repor instantaneamente o serviço na rede a jusantes da RNT junto dos
clientes com instalações não ligadas diretamente aos PdE afetados.
2.3. Continuidade de Serviço 11
No entanto, há interesse em subdividir a ENF associada a esta fase em duas parcelas, em
que a primeira corresponde à ENF associada a uma reposição do serviço dentro de limites de
tempo considerados normais (tempo convencionado de reposição), e a segunda corresponde à
ENF restante [18] [19].
Em resumo, a ENF associada aos incidentes anteriormente referidos pode, de uma forma
geral, ser subdividida nas seguintes 3 parcelas [18] [19]:
• ENF1 – Parcela da ENF, calculada por PdE, correspondente ao intervalo de tempo que
decorre entre o início da interrupção e a reposição da tensão nesse PdE, isto é, o fecho
das saídas ligadas a esse PdE. Esta energia e o correspondente tempo de interrupção são
diretamente imputáveis à REN e são os utilizados no cálculo dos diversos indicadores de
continuidade de serviço;
• ENF2 – Parcela da ENF correspondente ao intervalo de tempo necessário à reposição do
serviço nas redes de distribuição, após a colocação em tensão dos PdE pela REN. Este
intervalo de tempo (tempo convencionado de reposição) está sujeito a limites máximos
acordados entre a REN e a EDPD, sendo esta parcela indiretamente imputável à REN;
• ENF3 – Parcela restante da ENF, correspondente à diferença entre o tempo real e o tempo
convencionado de reposição das redes de distribuição, nos casos em que este é
ultrapassado. Esta energia é imputável à EDPD.
Se a reposição do serviço é feita escalonadamente no tempo e envolve a operação de
múltiplos órgãos de corte, a estimativa da ENF é feita através do somatório do produto dos
vários escalões de potência de reposição (MW) pelas respetivas durações de interrupção,
medidas em minutos, convertidas em horas [18].
Nos centros produtores afetados pelo incidente, as potências são determinadas tendo em
consideração centrais onde existam sistemas de telecontagem, cuja potência média fornecida
é registada no sistema de telecontagem da EDPD, relativa ao período de integração de 15
minutos imediatamente anterior à interrupção. No caso das centrais sem telecontagem, a
potência é determinada através da potência faturada no mês anterior à interrupção [19].
Na figura 4 ilustra-se esquematicamente o modo de cálculo das diferentes parcelas de ENF
numa interrupção com reposição escalonada do serviço [18].
12 A Continuidade de Serviço na Rede Nacional de Transporte
Em que:
• t0 – Início da interrupção;
• t1 – Reposição da tensão no PdE pela REN;
• t2 a t4 – Reposição escalonada da alimentação dos consumos;
• tcr – Tempo convencionado de reposição pela EDPD.
Estes tempos, que se pretendem reduzir sempre que possível no sentido de melhorar a
qualidade de serviço, devem ser revistos em simultâneo com o Protocolo de Operação
REN/EDPD, no qual contém um conjunto de regras para articulação de práticas de operação das
redes de transporte e distribuição, entre os quais o método detalhado de cálculo do valor da
ENF e das suas parcelas, estabelecido por comum acordo entre o ORT e o ORD em AT e MT.
O cálculo da ENF implica a troca de dados e de informações entre a REN e a EDPD. Por esta
razão, cada uma das empresas colocará à disposição da outra os registos com os dados
necessários, assim como os esquemas de exploração das suas redes antes e durante os
incidentes que causaram interrupções de fornecimento de energia elétrica. Neste processo
intervêm o GSOR da REN e os Despachos de AT da EDPD, aos quais compete calcular as 3 parcelas
da ENF e determinar a causa provável do incidente [19].
Em suma, o indicador ENF é obtido a partir do somatório dos valores estimados de ENF
correspondentes a todas as interrupções em todos os PdE num determinado período de tempo
estabelecido (trimestre ou ano civil).
Figura 4 - Parcelas da ENF e respetivos tempos [18].
2.3. Continuidade de Serviço 13
A evolução da ENF que se verificou nos últimos anos apresenta-se na figura 5, sendo que no
decurso de 2016 ocorreram 183 incidentes dos quais 174 tiveram repercussão na RNT. Deste
conjunto de incidentes, apenas 6 (3% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia
elétrica, tendo causado interrupções de consumo nos PdE. A ENF total foi de valor reduzido
(31,8MWh), resultante de 3 interrupções longas, da qual 65% deveu-se a um incidente
classificado como evento excecional [17].
2.4. Conclusão
O SEN tem como principal objetivo a disponibilização de energia elétrica aos consumidores
tanto qualitativa como quantitativamente. A concretização deste objetivo passa pela
racionalidade e eficiência dos meios a utilizar em todas as atividades que integram o setor
elétrico desde a produção até o fornecimento ao consumidor final. A atividade de transporte,
por se tratar de uma atividade monopolista, necessita de uma regulação para aproximar as suas
regras de funcionamento às do mercado livre.
Assim, a ERSE tem por missão proteger adequadamente os interesses dos consumidores na
qualidade de serviço e no acesso à informação e segurança de abastecimento. A necessidade
de satisfazer os consumos aliada à necessidade crescente de escoar nova produção de origem
renovável são as principais razões que motivam investimentos na RNT tanto a nível de
capacidade de transporte bem como de extensão.
Enquanto o comportamento conjunto da produção embebida e da procura não puder
assegurar a continuidade de serviço, o ORT manterá ativas as iniciativas necessárias para o
correto dimensionamento da transformação MAT/AT, no cumprimento das obrigações
regulamentares e da concessão no que respeita à segurança do abastecimento, continuidade
de serviço e qualidade da energia elétrica.
Figura 5 - Evolução da ENF nos últimos anos [17].
14 A Continuidade de Serviço na Rede Nacional de Transporte
Resultante do investimento efetuado, a REN tem conseguido incrementos nos níveis de
qualidade e continuidade de serviço, ao mesmo tempo que tem otimizado os custos
operacionais da RNT. Particularmente, o indicador de ENF tem demonstrado que as
interrupções de fornecimento de energia elétrica ocorridas nos diversos PdE à RND ou a
instalações de consumidores alimentados em MAT têm sido bem geridas.
15
Capítulo 3
3. O Risco e as Indisponibilidades na Rede Nacional de Transporte
3.1. Introdução
Neste capítulo será abordada a segurança operacional do sistema baseada na avaliação do
risco e a sua quantificação associada a um determinado evento. São ainda definidos os tipos de
contingência credíveis e as consideradas na análise de segurança da RNT. O capítulo ainda inclui
a descrição da coordenação de trabalhos realizados nas instalações da RNT, a definição de Plano
Anual de Indisponibilidades e a aplicação informática que permite os registos dos trabalhos.
3.2. A Segurança Operacional do Sistema
A fiabilidade do sistema elétrico é definida como a capacidade de assegurar a operação
normal do sistema, de evitar um número considerável de incidentes e de limitar as suas
consequências.
Para garantir a sua segurança, deve ser providenciada proteção contra fenómenos graves
que podem perturbar profundamente a operação do sistema ou iniciar um incidente de grande
escala, nomeadamente, o colapso de tensão, o colapso de frequência, a perda de sincronismo
e o evento em cascata2 [20].
No entanto, apesar do nível de investimento nas infraestruturas da rede ser alto, os custos
aplicados não permitem construir um sistema suficientemente robusto para permanecer imune
a estes eventos extremamente improváveis e graves. Embora as consequências possam ser
nefastas, alguns riscos são simplesmente inevitáveis [21].
“The major discussion point regarding reliability is therefore, "Is it worth it?". As stated a
number of times, costs and economics play a major role in the application of reliability
concepts and its physical attainment.” [22]
Assim, a "fiabilidade, mas não a qualquer preço" traduz-se na necessidade de identificação
de riscos aceitáveis e de riscos inaceitáveis, de eventos iniciais significativos e de medidas de
mitigação de riscos [20].
2 Evento em cascata – Perda descontrolada de uma sequência de elementos de rede adicionais causados por um
evento inicial.
16 O Risco e as Indisponibilidades na Rede Nacional de Transporte
3.2.1. Avaliação da Segurança Baseada no Risco
A segurança operacional do sistema do ponto de vista de gestão de risco implica a definição
de um nível de risco que deve ser respeitado por qualquer tipo de eventualidade. Segundo os
documentos [20] e [23] da ENTSO-E, o risco associado a um evento i é definido como o produto
entre a probabilidade e a perda esperada, dado pela equação 3.1.
𝑅𝑖 = 𝑃𝑖 ∙ 𝑆𝑖 (3.1)
Em que:
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i (MWh);
• 𝑃𝑖 : Probabilidade do evento i para uma dada unidade de tempo;
• 𝑆𝑖 : Severidade associada ao evento i, expressa em ENF.
A severidade é representada ainda por:
𝑆𝑖 = 𝐺𝑖 ∗ 𝐷𝑖 (3.2)
Em que:
• 𝐺𝑖 : Gravidade associada ao evento i, expressa na carga cortada (MW);
• 𝐷𝑖 : Tempo necessário para restabelecer a carga total associado ao evento i (h).
Uma vez que o risco é dado por unidade de tempo, a introdução de uma percentagem do
período do evento em análise gera um risco médio, composto por:
𝑅𝑖 = 𝑃𝑖 ∗ 𝐺𝑖 ∗ 𝐷𝑖 ∗ 𝑓𝑖 (3.3)
Em que:
• 𝑓𝑖 : Frequência de exposição ao risco associada ao evento i.
A política de gestão de risco pode ser resumida numa "curva iso-risco" representada na
figura 6. No eixo das abcissas os eventos estão localizados do menos provável ao mais provável
e no eixo das ordenadas mostra-se a perda esperada de cada evento. A perda esperada pode
ser expressa em termos de custo (€), de corte de carga (MW) ou de ENF (MWh).
3.2. A Segurança Operacional do Sistema 17
Tendo em conta um nível de risco constante, a perda esperada e a probabilidade do evento
são vinculadas pela equação 3.4, o que pressupõe que quanto maior a probabilidade de
ocorrência de um determinado evento, menor será a perda aceite.
𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 =𝑅𝑖𝑠𝑐𝑜
𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 (3.4)
Nesse sentido, o plano da figura 6 fica dividido em duas zonas principais: a zona 4
correspondente a riscos aceitáveis e a zona 3 correspondente a riscos inaceitáveis. Para os
eventos mais comuns, o sistema permanece dentro da zona 4, enquanto para o caso de situações
menos prováveis, a extensão foi truncada, diminuindo, desta forma, a aceitabilidade do risco.
Posto isto, a zona 2 foi criada de forma a proteger o sistema contra consequências mais graves,
definindo uma magnitude máxima de corte para esses eventos. Finalmente, os eventos
extremamente raros devem ter uma extensão maior (zona 1), uma vez que não são considerados
para o dimensionamento do sistema, tornando o risco aceitável.
Figura 6 - Curva Iso-Risco segundo [23].
18 O Risco e as Indisponibilidades na Rede Nacional de Transporte
3.2.2. Contingências
O operador do sistema deve fazer o que for necessário para garantir que o sistema
permaneça viável após uma hipotética contingência num regime de operação normal.
Dependendo do tipo de contingência, pode-se, no entanto, tolerar algum risco de acordo com
uma escolha de custo-fiabilidade [23].
Uma contingência, conforme o disposto em [24], significa a perda possível ou real de
qualquer elemento que seja relevante para a segurança operacional da rede. Esta perda não
pode ser prevista antecipadamente, logo, uma interrupção prevista não é de todo uma
contingência.
No entanto, embora seja impossível impedir que as contingências aconteçam, uma análise
pós-contingência permite obter uma melhor compreensão acerca dos tipos de contingência
credíveis e probabilidades associadas. Os eventos mais comuns como a perda de uma linha ou
de um transformador devem ser monitorizados a fim de obterem as menores consequências no
sistema. As consequências das contingências mais prováveis são já conhecidas, uma vez que
não só são analisadas após a sua ocorrência como também são simuladas (“e se
acontecessem?”).
Por outro lado, alguns eventos fora do alcance como a interrupção de uma central elétrica
com vários grupos de geradores ou a perda de uma subestação de 400 kV com mais de um
barramento, não são consideradas contingências credíveis devido ao excesso de esforço de
dimensionamento no sistema. Na verdade, no caso de um evento em cascata poder vir a
acontecer e o volume de energia a perder ser extremamente alto, a probabilidade desses
eventos é bastante baixa.
Logo, considera-se que o operador do sistema deve, para eventos mais prováveis,
dimensionar o sistema e definir as margens de reserva, enquanto que para eventos mais raros,
poderá ser permitida uma interrupção na operação do sistema, desde que as consequências
advindas sejam limitadas [21].
3.2.3. Análise de Segurança da RNT
De acordo com o Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema [25], a análise de
segurança da RNT deve contemplar na generalidade a falha simples de um qualquer dos
elementos do sistema (critério de segurança N-1): grupo gerador, circuito de linha,
transformador ou reactância. Adicionalmente, consideram-se também a contingência de falha
simultânea dos dois circuitos de linhas duplas que tenham no seu traçado corredores de apoios
comuns com mais de 35 km quando não for baixo o risco desta contingência por existirem
condições meteorológicas adversas ou qualquer outro tipo que afetem negativamente o
funcionamento da linha.
3.3. Trabalhos nas Instalações da RNT 19
19
As contingências mais severas como a perda simultânea de quaisquer dois elementos da
RNT, a perda de todos os circuitos num determinado corredor ou a perda de um barramento de
uma subestação fazem parte da análise do ORT, assim como as consequências da perda de um
barramento nas zonas críticas (rede de 400 kV e zonas de abastecimento da Grande Lisboa e do
Grande Porto), situações estas que são periodicamente simuladas.
Em qualquer um destes casos deverá ser evitado o risco, quer de instabilidade global do
sistema, quer de colapsos de tensão em zonas extensas ou importantes do sistema. Por regra,
não se pretende que sejam tomadas medidas de investimento que eliminem totalmente as
consequências destas situações de contingência mais severa, uma vez que seria proibitivo do
ponto de vista económico.
No entanto, admitem-se eventuais instabilidades limitadas espacialmente ou perdas de
grupos que fiquem isolados em antena ou em pequenas ilhas do sistema, assim como perdas de
zonas ou barramentos da rede geograficamente limitados no sistema relativamente a colapsos
de tensão [26].
A GGS, perante situações especiais, tais como eventos importantes de carácter público,
condições meteorológicas adversas, tomará as medidas necessárias para garantir a segurança
do abastecimento no SEN, aplicando, se o considerar necessário, critérios mais restritivos do
que os descritos [25].
3.3. Trabalhos nas Instalações da RNT
Segundo o Regulamento da Rede de Transporte [26], o Gestor Técnico Global do Sistema e
os demais intervenientes do SEN devem assegurar a comunicação entre si acerca da informação
necessária ao controlo e operação das instalações que compõem o SEN. De modo a garantir a
coordenação das mesmas, qualquer utilizador que esteja ligado à RNT e que necessite de
realizar trabalhos ou manobras na sua instalação deve informar antecipadamente o ORT.
A informação relativamente a trabalhos inclui a sua descrição e as suas implicações para a
operação, com identificação das partes afetadas e situação em que terão de ser colocadas; a
informação relativa às manobras inclui procedimentos que caracterizam e orientam a sua
realização, tanto em regime normal como em regime de incidente. Particularmente, a atuação
em caso de incidente tem em vista a minimização das suas consequências e a reposição o mais
rápido possível do abastecimento dos consumos.
O ORT, no âmbito das suas competências, pronunciar-se-á sobre os termos em que o
trabalho ou manobra poderá ser realizado. No entanto, os operadores locais de instalações da
RNT, ou de instalações a estas ligadas, podem executar manobras necessárias para preservação
da segurança de pessoas ou bens sem aviso prévio.
20 O Risco e as Indisponibilidades na Rede Nacional de Transporte
Tanto as condições da programação e realização dos trabalhos na RNT ou na RND como as
condições de elaboração e execução do Plano Anual de Indisponibilidades da RNT ou da RND
são acordadas entre o ORT e o ORD no Protocolo de Operação REN/EDPD [26].
A ERSE, com o objetivo de promover a disponibilidade e a fiabilidade da rede de transporte
enquanto fatores determinantes para a qualidade de serviço associada ao desempenho da RNT,
em 2009 procedeu à alteração da forma de regulação das atividades do ORT ao introduzir vários
mecanismos de incentivo como o aumento da disponibilidade dos elementos da RNT, e a
manutenção de equipamento em fim de vida útil, na qual mantém em exploração equipamento
que se encontra totalmente amortizado, mas em condições técnicas de continuar em
exploração, em alternativa à substituição por novos equipamentos sem pôr em causa a
segurança do sistema [27].
Tanto o mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade como o mecanismo de
incentivo à manutenção de equipamento em fim de vida útil exigem uma adequada
coordenação das indisponibilidades.
3.3.1. Plano Anual de Indisponibilidades
Dado que a coordenação de indisponibilidades visa a garantia da segurança e qualidade no
abastecimento dos consumos, o Gestor Técnico Global do Sistema deverá elaborar um Plano
Anual de Indisponibilidades da rede de transporte, a fim de reduzir ao mínimo as
indisponibilidades.
Segundo o que consta em [28] considera-se que um elemento (ou instalação) está
indisponível quando não se encontra apto para entrar ao serviço, devido à ocorrência de uma
falha ou incidente, ou necessidade de colocação fora de serviço para a execução de tarefas de
manutenção preventiva ou corretiva, ou de outros trabalhos que requeiram a sua colocação
fora de tensão.
A manutenção é uma combinação de ações técnicas e administrativas, podendo ser
corretiva (reparação) ou preventiva (conservação). A manutenção corretiva é realizada após a
deteção de uma avaria e destinada à reposição do funcionamento de uma instalação e a
manutenção preventiva é realizada com o objetivo de reduzir a probabilidade de avaria ou
degradação do funcionamento de uma instalação [17].
No PAI estão incluídas indisponibilidades de:
• Grupos geradores dos produtores em regime ordinário;
• Grupos geradores de produtores em regime especial, cuja potência que resulte
indisponível seja superior a 10 MVA;
• Elementos da RNT;
3.3. Trabalhos nas Instalações da RNT 21
21
• Linhas de interligação com a rede espanhola e na sua imediata vizinhança;
• Linhas de interligação com a rede de distribuição em MT e AT.
As indisponibilidades dos elementos da RNT devem condicionar o menos possível a
capacidade de produção dos grupos geradores e a satisfação dos consumos e, por si só ou na
sequência da perda de um outro elemento, não devem implicar sobrecargas ou uma exploração
fora dos limites de tensão/frequência estabelecidos.
No entanto, à medida que ocorrem ou são solicitadas novas indisponibilidades durante o
ano, estas são incorporadas no PAI, no qual abrange todas as alterações dos períodos de
indisponibilidade inicialmente previstos no PAI do respetivo ano [14].
A maioria das indisponibilidades longas são planeadas e, por isso, sem consequências
relevantes para a exploração da rede, estando, maioritariamente, associadas a trabalhos
relacionados com novos investimentos na rede e programas de remodelação de instalações mais
antigas [17].
3.3.2. Solicitações de Trabalhos na RNT
Um trabalho na RNT poderá implicar alguma indisponibilidade, regime especial de
exploração, regime de intervenção em serviço ou ensaio de colocação em tensão/serviço na
RNT, sendo necessário realizar essa solicitação ao Gestor do Sistema. Assim, o promotor
apresenta ao COR um pedido, no qual descreve o trabalho que pretende realizar, identificando
o elemento de rede (ou instalação) envolvido, bem como o estado em que pretende que este
seja colocado. No pedido também detalha as condições de segurança requeridas para o trabalho
e, quando necessário, identifica a pessoa designada para assumir o papel de responsável de
trabalho.
Assim, o COR além de desempenhar funções como entidade responsável pelo processamento
dos pedidos relativos à programação de trabalhos, assegura a comunicação entre as várias
entidades envolvidas, tais como o Despacho, a EDP Distribuição, a Direção de Investimento, a
Direção de Exploração, Núcleos de Operação e Manutenção, entre outras Entidades Externas.
A EDPD, por exemplo, é sempre informada acerca de todas as indisponibilidades de
transformadores, e também acerca das indisponibilidades de elementos da rede de transporte
que impliquem uma diminuição significativa da segurança dos PdE (incluindo da segurança N-
1), questionando-se, neste caso, se pretende alterar topologicamente a sua rede com eventual
transferência de carga para outro(s) PdE [29].
22 O Risco e as Indisponibilidades na Rede Nacional de Transporte
3.3.3. Análise de Indisponibilidades
No desenvolvimento desta dissertação apenas se considera a análise das indisponibilidades
de transformadores e linhas MAT. Neste caso, a responsabilidade de análise das
indisponibilidades dos transformadores é do COR, sendo que as indisponibilidades das linhas
MAT serão encaminhadas para o DS, uma vez que a análise é da sua responsabilidade.
Para a autorização das indisponibilidades de transformadores, o COR tenta sempre que
possível a garantia de segurança N-1 de transformação. Estas regras estabelecidas no
documento [30] têm aplicação na elaboração do Plano Anual de Indisponibilidades de
transformadores e na análise de indisponibilidades de transformadores que, não estando no
PAI, vão sendo pedidas ao longo do ano. Contudo, serão tomadas todas as medidas possíveis a
fim de obter a referida reserva, isto é, as indisponibilidades serão planeadas/programadas nas
janelas de oportunidade3 ou em períodos de carga reduzida, sendo solicitadas transferências
de carga à EDPD sempre que forem necessárias.
Estão, também, definidas regras de autorização de indisponibilidades em instalações
bialimentadas, em que a perda do transformador em serviço implica o corte de consumos dessa
instalação. Ou seja, em instalações com 2 transformadores, a indisponibilidade de um
transformador implica a perda de reserva n-1, pelo que a ocorrência de um incidente que afete
o transformador que se encontra em serviço tem como consequência o corte de toda a carga
alimentada pela instalação. Deste modo, torna-se necessário verificar a existência ou não de
alternativa para a alimentação total da carga cortada através da rede de distribuição
(considerando que o defeito no transformador envolvido no incidente é permanente e que o
transformador indisponível não pode ser reposto de imediato).
Nas instalações em que apenas existe um transformador, monoalimentadas, a programação
de indisponibilidades é realizada tipicamente fora dos períodos anuais de carga elevada (pontas
de Inverno/Verão), sendo que a programação será sempre realizada por acordo com o ORD [30].
A autorização das indisponibilidades das linhas, da responsabilidade do DS, para os nós da
rede de transporte alimentados por apenas duas linhas nos quais, perante a falha ou
indisponibilidade programada de uma delas, que deixe de cumprir o critério N-1, deverá reduzir
tanto quanto possível as consequências que derivem das contingências indicadas. Poderá
aplicar-se um plano de ação com o objetivo de se garantir a segurança do sistema considerando
a alteração da topologia da rede, redespachos de geração, reposição de emergência de
elementos indisponíveis, transferência de consumos para outras instalações, modificação de
programas estabelecidos na interligação, etc.
Para a programação de trabalhos que impliquem a indisponibilidade de uma destas linhas,
dever-se-á avaliar o risco de falha da outra, escolhendo sempre o momento e as condições mais
apropriadas para realizar o trabalho, considerando também os consumos da zona [25].
3Janelas de oportunidade – Períodos anuais considerados favoráveis para a realização de uma indisponibilidade.
3.3. Trabalhos nas Instalações da RNT 23
23
Na avaliação do risco da respetiva contingência prestar-se-á especial atenção às
circunstâncias que possam incrementar a probabilidade da sua ocorrência, tais como [25]:
• Condições atmosféricas adversas (descargas atmosféricas, vento, neve, gelo, etc.);
• Risco de incêndio que possa afetar as instalações, respetivos elementos e/ou
equipamentos;
• Anomalias identificadas em equipamentos;
• Trabalhos em tensão;
• Alertas especiais relacionados com sabotagens.
3.3.4. A Aplicação para Registos de Trabalhos na RNT: GestSEN
A Direção de Gestão do Sistema, para cumprimento das suas funções, necessita de controlar
as indisponibilidades e outros estados dos elementos da RNT. Para esse efeito utiliza uma
aplicação informática de base de dados Oracle designada GestSEN – Gestão do Sistema Elétrico
Nacional, permitindo registos de trabalhos ou outras restrições/informações.
Na aplicação do GestSEN são inseridas “fichas” devendo aí constar:
• Entidade que solicita os trabalhos;
• Os elementos afetados (linha, transformador, barramento, proteções, etc.), indicando
o estado de disponibilidade previsto durante os trabalhos;
• Uma breve descrição dos trabalhos a realizar e suas implicações;
• Previsões das datas/horas de início/fim dos trabalhos;
• A possibilidade de reposição diária e tempo da mesma;
• O tempo de reposição em situação de emergência (dentro e fora do horário de
trabalhos) que podem durar desde minutos a horas ou dias;
• Qualquer outra informação que se julgue oportuna.
24 O Risco e as Indisponibilidades na Rede Nacional de Transporte
A classificação das fichas é atribuída conforme a antecedência da sua intenção. Assim, cada ficha é classificada como:
• Planeada/do Plano Anual - Aplicável para os registos colocados na aplicação GestSEN no âmbito da publicação do Plano Anual para o ano seguinte ou nas revisões desse mesmo plano;
• Programada - Aplicável para os registos que não foram classificadas de planeadas e
cumpriram os prazos previstos para análise do trabalho respetivo;
• Fortuita - Aplicável nos casos de não cumprimento dos prazos previstos para análise do
trabalho respetivo;
• Forçada - Aplicável nos casos em que não é possível realizar a programação do trabalho,
implicando a realização imediata da ação, dado que pode comprometer a segurança de
pessoas ou equipamentos.
O rigor dos dados registados no GestSEN garante-se por meio de normalização estabelecida
através de um Manual, pelo múltiplo escrutínio de que os dados são objeto através dos vários
utilizadores e pela verificação posterior para divulgação diária da informação registada. [31].
3.4. Conclusão
O risco é usado para avaliar os níveis de fiabilidade de um dado processo ou equipamento.
A quantificação do risco permite calcular a probabilidade de que algo aconteça e as suas
consequências inaceitáveis. Do ponto de vista da RNT, o fundamental é evitar que possam
ocorrer situações em que haja ENF. Os ORT pretendem otimizar qualquer situação operacional
da rede, procurando a melhor qualidade e continuidade de serviço ao menor custo.
Através da prática e experiência, os ORT à partida já detêm conhecimento acerca dos tipos
de contingência mais ou menos suscetíveis de acontecerem e os que são mais ou menos graves
na rede, por isso, ao analisar eventos passados é possível identificar os tipos de contingência
que são credíveis e as respetivas consequências.
Tendo como objetivo o aumento da disponibilidade e fiabilidade dos elementos da RNT, o
ORT elabora um Plano Anual de Indisponibilidades para o ano seguinte. O planeamento das
indisponibilidades, para a concretização de manutenções, desenvolvimento da rede e
remodelação de instalações, deve considerar a realização das respetivas indisponibilidades nas
janelas de oportunidade, como por exemplo, em períodos de carga reduzida, sendo registadas
propostas de alteração e comentários com informações importantes sobre as restrições e
consequências que lhes estão associadas.
Na análise de segurança da RNT deve contemplar-se a falha simples (critério de segurança
N-1) de circuitos de linha e transformadores. Além disso, na análise das indisponibilidades dos
transformadores e das linhas que implique a perda da reserva N-1 a consumos de uma
3.4 Conclusão 25
instalação, o ORT deverá reduzir, tanto quanto possível, o corte de toda a carga alimentada
pela instalação. Deste modo, é importante verificar a existência ou não de alternativa para a
alimentação total da carga cortada através de outra instalação adjacente.
A aplicação informática GestSEN permite ao Gestor do Sistema o registo de todas as
indisponibilidades realizadas em todos os elementos da RNT, com garantia de rigor dos dados
reforçada pela obrigação de reporte à ERSE prevista no Regulamento da Qualidade de Serviço.
27
Capítulo 4
4. Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega
4.1. Introdução
Ao longo deste capítulo irá ser demonstrado o desenvolvimento de uma metodologia que
permite a quantificação do risco anual dos PdE monoalimentados e dos PdE bialimentados
associados às indisponibilidades de um dos elementos. Devido à elevada quantidade de dados
e de pontos de entrega a serem analisados, a metodologia foi implementada a partir da
ferramenta Microsoft Excel-VBA com recurso a Macros, de forma a que o processo de cálculo
fosse automatizado e tornasse flexível ao Gestor do Sistema realizar futuras análises de risco.
4.2. Medidas Aplicáveis em Caso de Ocorrência de Incidente num
PdE em Risco
Para o desenvolvimento da metodologia de cálculo de risco anual por PdE, foi necessário
criar um algoritmo que permitisse considerar todas as ações possíveis a aplicar, com o objetivo
do restabelecimento dos consumos, após a ocorrência de um incidente no elemento da rede
que assegura os consumos do PdE e que resultou na sua respetiva interrupção.
Os PdE analisados serão:
• Os PdE alimentados apenas por uma linha ou por um transformador (monoalimentados)
durante o período do ano;
• Os PdE alimentados por duas linhas ou por dois transformadores (bialimentados)
durante o período de indisponibilidade de uma das duas linhas ou de um dos dois
transformadores, isto é, durante o período de funcionamento sem segurança N-1.
No caso dos PdE monoalimentados não foram consideradas as respetivas indisponibilidades
dado que esse efeito é refletido de forma indireta através da ausência de consumo, isto é,
quando não existe consumo não existe risco de corte de consumos no respetivo PdE.
28 Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega
Refira-se que, de acordo com o Regulamento da Rede de Transporte [26], as «antenas» e
casos equivalentes de ligações em «T» para alimentação de cargas ou de transformadores únicos
em subestações de entrega ao distribuidor são aceitáveis temporariamente desde que qualquer
falha de alimentação pela RNT possa ser compensada, mediante acordo prévio com o ORD, em
tempo adequado, por recurso integral à RND, ou seja, desde que :
• A reposição dos consumos possa ser efetuada por telecomando das redes de AT da RND,
o que, em princípio, é conseguido num curto intervalo de tempo;
• A carga servida não ultrapasse um limite máximo de ponta que se encontra fixado em 70
MW, sem prejuízo de eventuais exceções, limitadas no tempo, sustentadas por uma
análise técnico -económica que, nomeadamente, deverá ter em conta a fiabilidade da
própria alimentação da RNT e a eficácia de disponibilização de recurso por parte da RND.
O fluxograma da figura 7 descreve, de um modo geral, a sucessão de acontecimentos desde
o momento em que ocorre um incidente no elemento pertencente a um PdE monoalimentado
ou a um PdE bialimentado na sequência da perda de segurança N-1 até ao restabelecimento
dos consumos.
4.2. Medidas Aplicáveis em Caso de Ocorrência de incidente num PdE em Risco 29
Figura 7 - Medidas em caso de ocorrência de incidente no elemento que assegura os consumos nos PdE monoalimentados e nos PdE bialimentados na sequência de perda de segurança N-1.
Caso o elemento, em que ocorreu o incidente, permaneça intato, o tempo de reposição do
elemento afetado será bastante curto, podendo o consumo ser restabelecido de forma rápida
a partir do COR ou automaticamente através de automatismo da instalação (religação lenta).
Caso contrário, o elemento danificado poderá demorar horas ou dias a ser reparado, sendo
reposto em serviço posteriormente. Nestes incidentes com tempos de reposição duradouros, é
necessário avaliar as condições do PdE em relação à disponibilidade de recurso.
Quando o PdE tem recurso disponível, os consumos são reabastecidos passados 3 ou 5
minutos após o início de interrupção no PdE. Nas subestações de entrega às redes de
30 Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega
distribuição, este recurso é feito a partir da reconfiguração topológica da RND cujos tempos de
recurso (tempos convencionados de reposição) e transferências de carga em cada PdE constam
no Protocolo de Operação REN/EDPD. Relativamente aos clientes MAT, o recurso a alimentação
dos consumos é realizado por PdE adjacentes.
No entanto, quando o PdE bialimentado não tem recurso disponível, o ORT poderá optar
por interromper ou concluir a indisponibilidade do elemento, que se encontra em manutenção
ou outros trabalhos, no caso desta ação permitir uma interrupção no PdE mais curta do que a
ação de reparação do elemento danificado.
4.3. Determinação dos Parâmetros do Risco
Na quantificação do risco é necessário determinar os parâmetros do risco definido no
capítulo 3, os quais constituem a probabilidade, a severidade (a gravidade e tempo de
restabelecimento) e a frequência de exposição. Assim, o princípio de cálculo do risco anual por
PdE associado a um evento i será definido por:
𝑅𝑖 = 𝜆𝑖 ∗ 𝑐𝑚𝑒𝑑𝑖∗ 𝑡𝑚𝑖𝑛𝑖
∗ 𝑓𝑒𝑥𝑝𝑖 (4.1)
Em que:
• 𝑖: Taxa de falhas do elemento, em nº ocorrências/ano;
A probabilidade ou a frequência com que determinado incidente acontece será
traduzida no histórico de falhas do elemento que assegura os consumos.
• 𝑐𝑚𝑒𝑑𝑖: Carga natural média, em MW;
A gravidade corresponde à média da carga natural do PdE, obtida a partir de
registos em intervalos de 15 minutos. No PdE monoalimentado a gravidade vai ser igual
à média dos valores de carga anual, enquanto que no PdE bialimentado a gravidade vai
ser igual à média dos valores de carga do período de indisponibilidade.
• 𝑡𝑚𝑖𝑛𝑖: Tempo mínimo de restabelecimento da carga natural média, em horas;
O tempo de restabelecimento dos consumos vai depender de vários fatores, entre
os quais, o impacto do incidente no elemento (tempo de reposição), a possibilidade de
4.4. Divisão do Risco em Cinco Eventos 31
recurso do PdE (tempo de recurso) e as características da indisponibilidade (tempos de
emergência dentro e fora do horário de trabalhos), optando-se sempre pelo tempo mais
curto.
• 𝑓𝑒𝑥𝑝𝑖: Frequência de exposição ao risco, num ano.
Quanto à frequência de exposição, o PdE monoalimentado está exposto ao risco
durante todo o ano, enquanto o PdE bialimentado está em risco apenas quando funciona
sem segurança N-1, isto é, durante o período de uma indisponibilidade.
4.4. Divisão do Risco em Cinco Eventos
Devido à imprevisibilidade do tipo de incidente e consequente impacto que possam vir a
ocorrer no elemento que assegura os consumos, o estudo realizado em [32] concluiu que seria
adequado dividir os tempos de reposição em 5 intervalos/eventos, por ordem crescente de
duração:
▪ Evento 1 – Neste evento está incluído o elemento que ainda se mantém intato após
incidente, possibilitando desta forma a reposição entre 1 segundo e 5 minutos. Os
microcortes não foram considerados no intervalo, visto que estas interrupções não se
traduzem em ENF;
▪ Evento 2 – Neste evento estão agrupados os incidentes que causam danos ligeiros ou
impedimento de reposição rápida do elemento, mas as condições de reposição ou
reparações são simples e duram desde 5 minutos a 2 horas;
▪ Evento 3 – Neste evento foi definido um intervalo entre 2 horas a 8 horas, uma vez que
estão compreendidos incidentes que causam danos no elemento cujas ações de
reparação exigem mais tempo;
▪ Evento 4 – Neste evento estão incluídos os incidentes que obrigam a ações de reparação
que duram entre 8 horas a 48 horas, devido a danos graves no elemento afetado pelo
incidente;
▪ Evento 5 – Neste evento, os tempos de reposição estão definidos entre 48 horas e 168
horas, em virtude de incidentes que causam danos severos no elemento, cujos meios
necessários ou peças de substituição não estão rapidamente disponíveis. Contudo,
considerou-se aqui um tempo máximo de 168 horas (correspondente a uma semana),
porque num cenário catastrófico em que haja consumos por alimentar ou em que o
elemento de rede seja imprescindível para a rede, o ORT iria atuar de forma mais
expedita para recolocar o elemento de rede em serviço o mais rapidamente possível.
32 Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega
A cada um dos eventos está associado uma taxa de falhas e um tempo médio de reposição/
resolução da avaria do elemento que assegura os consumos. Para cada um dos eventos do risco
será necessária a verificação das condições do PdE para efeitos de comparação com o tempo
médio de reposição. Como dito anteriormente, pretende-se sempre determinar o tempo mínimo
de restabelecimento dos consumos.
4.5. Cálculo do Risco de cada Evento de um Ponto de Entrega
Monoalimentado
Para o cálculo do risco de cada evento num PdE monoalimentado, será necessário verificar
as condições quanto à possibilidade de recurso. Recorde-se que nestes PdE a frequência de
exposição ao risco é unitária, pois corresponde a um ano inteiro.
4.5.1. Ponto de Entrega Com Recurso
Dado que as subestações de entrega às redes de distribuição monoalimentadas têm sempre
recurso a partir da reconfiguração topológica da RND e sabendo que o tempo mínimo de
restabelecimento é o tempo de recurso, o cálculo para cada um dos 5 eventos no PdE exposto
ao risco o ano todo será:
𝑅𝑖 = 𝑖 ∗ 𝑐𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝑡𝑟𝑒𝑐 ∗ 1 (4.2)
Em que:
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i do PdE;
• 𝑖 : Taxa de avarias associada ao evento i;
• 𝑐𝑚𝑒𝑑 : Carga natural média anual no PdE;
• 𝑡𝑟𝑒𝑐 : Tempo de recurso do PdE, convertido em horas;
Contudo, nem sempre o tempo de recurso será o tempo mínimo em todos os 5 eventos.
Repare-se que o tempo convencionado de reposição/tempo de recurso é de 3 ou 5 minutos
dependendo do PdE em causa. Portanto, caso o elemento permaneça intato após ocorrência de
incidente (evento 1) e o tempo médio de reposição associado for inferior ao tempo de recurso,
4.5. Cálculo do Risco de cada Evento de um Ponto de Entrega Monoalimentado 33
então não será necessária a verificação das condições do PdE. Assim sendo, o cálculo do risco
do PdE no evento 1 será:
𝑅1 = 1 ∗ 𝑐𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝1∗ 1 (4.3)
Em que:
• 𝑅1: Risco no evento 1 do PdE;
• 1 : Taxa de falhas do PdE no evento 1;
• 𝑐𝑚𝑒𝑑 : Carga natural média anual no PdE;
• 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝1: Tempo médio de reposição do PdE no evento 1;
A partir do evento 2, o tempo mínimo de restabelecimento dos consumos será o tempo de
recurso, uma vez que os tempos médios de reposição nos restantes n eventos possíveis definidos
acima serão sempre superiores a 5 minutos. Neste caso, será usada a equação 4.3 para o evento
1 e para os eventos 2, 3, 4 e 5 será usada a equação 4.2.
4.5.2. Ponto de Entrega Sem Recurso
Dado que os PdE monoalimentados associados a clientes MAT não dispõem de recurso
disponível para alimentar os consumos, então não haverá outra alternativa senão usar o tempo
médio de reposição em cada evento. O cálculo para cada um dos 5 eventos no PdE exposto ao
risco o ano todo será:
𝑅𝑖 = 𝑖 ∗ 𝑐𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖∗ 1 (4.4)
Em que:
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i do PdE;
• 𝑖 : Taxa de avarias associada ao evento i;
• 𝑐𝑚𝑒𝑑 : Carga natural média anual no PdE;
• 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖 : Tempo médio de reposição associada ao evento i;
34 Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega
4.6. Cálculo do Risco de cada Evento de um Ponto de Entrega
Bialimentado
Para o cálculo do risco de cada evento num PdE bialimentado, será necessário verificar as
condições quanto à possibilidade de recurso e quanto às características da indisponibilidade.
4.6.1. Ponto de Entrega Com Recurso Total
No caso de um PdE bialimentado dispor de recurso total não será necessária a verificação
das características da indisponibilidade, uma vez que o tempo de recurso estabelecido para
que o ORD transfira as cargas é bastante curto (3 ou 5 minutos). O cálculo do risco para cada
um dos 5 eventos no PdE será:
𝑅𝑖 = 𝑖 ∗ 𝑐𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝑡𝑟𝑒𝑐 ∗ 𝑓𝑒𝑥𝑝 (4.5)
Em que:
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i do PdE;
• 𝑖 : Taxa de avarias associada ao evento i;
• 𝑐𝑚𝑒𝑑 : Carga natural média do período da indisponibilidade no PdE;
• 𝑡𝑟𝑒𝑐 : Tempo de recurso do PdE, convertido em horas;
• 𝑓𝑒𝑥𝑝 : Período da indisponibilidade num ano.
Contudo, se o tempo médio de reposição associado ao evento 1 for inferior ao tempo de
recurso, o cálculo do risco no evento 1 será:
𝑅1 = 1 ∗ 𝑐𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝1∗ 𝑓𝑒𝑥𝑝 (4.6)
Em que:
• 𝑅1: Risco no evento 1 do PdE;
• 1 : Taxa de falhas do PdE no evento 1;
• 𝑐𝑚𝑒𝑑 : Carga natural média do período da indisponibilidade no PdE;
4.6. Cálculo do Risco de cada Evento de um Ponto de Entrega Bialimentado 35
• 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝1: Tempo médio de reposição do PdE no evento 1;
• 𝑓𝑒𝑥𝑝: Período da indisponibilidade num ano.
Neste caso, será usada a equação 4.6 para o evento 1 e para os eventos 2, 3, 4 e 5 será
usada a equação 4.5.
4.6.2. Ponto de Entrega Com Recurso Parcial
Nem todos os PdE bialimentados dispõem de totalidade de recurso aos respetivos consumos,
mas apenas conseguem transferir uma certa parte da utilização da ponta de carga do PdE. Desta
forma, caso o tempo mínimo de restabelecimento seja o tempo de recurso, a parte da carga
que não é transferível terá de ser reposta através da interrupção/conclusão da indisponibilidade
ou através da reparação do elemento que assegura os consumos.
A indisponibilidade poderá ser caracterizada por ter reposição diária e o elemento ficar
disponível ao fim do dia ou por não ter reposição diária e o elemento ficar indisponível mais de
um dia.
4.6.2.1. Indisponibilidade Com Início e Fim no Mesmo Dia
Se a indisponibilidade começa e acaba no mesmo dia, significa que o elemento é reposto
ao fim do dia depois do horário de trabalhos. Assim sendo, o cálculo do risco para cada um dos
5 eventos no PdE será:
𝑅𝑖 = (𝜆𝑖 ∗ (𝑐𝑚𝑒𝑑_𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓 ∗ 𝑡𝑟𝑒𝑐 + (𝑐𝑚𝑒𝑑 − 𝑐𝑚𝑒𝑑_𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓) ∗ 𝑡𝑑ℎ𝑡)) ∗ 𝑓𝑒𝑥𝑝 (4.7)
Em que:
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i do PdE;
• 𝜆𝑖 : Taxa de avarias associado ao evento i;
• 𝑐𝑚𝑒𝑑_𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓 : Carga natural média transferível do período da indisponibilidade no PdE;
• 𝑡𝑟𝑒𝑐 : Tempo de recurso do PdE, convertido em horas;
36 Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega
• 𝑐𝑚𝑒𝑑 : Carga natural média do período da indisponibilidade no PdE;
• 𝑡𝑑ℎ𝑡 : Tempo restabelecimento dentro do horário de trabalhos;
• 𝑓𝑒𝑥𝑝 : Período da indisponibilidade num ano.
Se o tempo de emergência dentro do horário de trabalhos for aplicável, isto é, se a
interrupção da indisponibilidade for possível, então o tempo de restabelecimento vai ser o
mínimo entre o tempo de emergência e o tempo médio de reposição:
𝑡𝑑ℎ𝑡 = min{𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑑ℎ𝑡 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.8)
Se o tempo de emergência dentro do horário de trabalhos não for aplicável, então o tempo
de restabelecimento vai ser o mínimo entre a duração da indisponibilidade e o tempo médio de
reposição:
𝑡𝑑ℎ𝑡 = min{𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.9)
Em que:
• 𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑑ℎ𝑡 : Tempo de emergência dentro do horário de trabalhos;
• 𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 : Tempo/duração da indisponibilidade;
• 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖: Tempo médio de reposição associado ao evento i.
Contudo, se o tempo médio de reposição associado ao evento 1 for inferior ao tempo de
recurso, o cálculo do risco no evento 1 será o da equação 4.6 e nos eventos 2, 3, 4 e 5 será o
da equação 4.7.
4.6.2.2. Indisponibilidade com Início e Fim em Dias Diferentes
Se a indisponibilidade começa e acaba em diferentes dias, o tempo fora do horário de
trabalhos neste caso será considerado, visto que o elemento não é reposto em serviço ao fim
do dia e o incidente poderá ocorrer durante esse período. Assim sendo, o cálculo do risco para
cada um dos 5 eventos no PdE será:
4.6. Cálculo do Risco de cada Evento de um Ponto de Entrega Bialimentado 37
(4.10)
Em que:
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i do PdE;
• 𝜆𝑖 : Taxa de avarias associado ao evento i;
• 𝑐𝑚𝑒𝑑_𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓 : Carga natural média transferível do período da indisponibilidade no PdE;
• 𝑡𝑟𝑒𝑐 : Tempo de recurso do PdE, convertido em horas;
• 𝑐𝑚𝑒𝑑 : Carga natural média do período da indisponibilidade no PdE;
• 𝑡𝑑ℎ𝑡 : Tempo de restabelecimento dentro do horário de trabalhos;
• 𝑡𝑓ℎ𝑡 : Tempo de restabelecimento fora do horário de trabalhos;
• 𝑓𝑒𝑥𝑝 : Período da indisponibilidade num ano.
Se os tempos de emergência dentro e fora do horário de trabalhos forem aplicáveis, então
o tempo de restabelecimento vai ser o mínimo entre os tempos de emergência e o tempo médio
de reposição:
𝑡𝑑ℎ𝑡 = min{𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑑ℎ𝑡 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.11)
𝑡𝑓ℎ𝑡 = min{𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑓ℎ𝑡 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.12)
Se os tempos de emergência dentro e fora do horário de trabalhos não forem aplicáveis,
então o tempo de restabelecimento vai ser o mínimo entre a duração da indisponibilidade e o
tempo médio de reposição:
𝑡𝑑ℎ𝑡 = min{𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.13)
38 Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega
𝑡𝑓ℎ𝑡 = min{𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.14)
Em que:
• 𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑑ℎ𝑡 : Tempo de emergência dentro do horário de trabalhos;
• 𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑓ℎ𝑡 : Tempo de emergência fora do horário de trabalhos;
• 𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 : Tempo/duração da indisponibilidade;
• 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖 : Tempo médio de reposição associado ao evento i.
Contudo, se o tempo médio de reposição associado ao evento 1 for inferior ao tempo de
recurso, o cálculo do risco no evento 1 será o da equação 4.6 e nos eventos 2, 3, 4 e 5 será o
da equação 4.10.
4.6.3. Ponto de Entrega Sem Recurso
No caso de um PdE bialimentado não dispor de recurso aos respetivos consumos, então será
necessária a verificação das características da indisponibilidade.
4.6.3.1. Indisponibilidade com Início e Fim no Mesmo Dia
Se a indisponibilidade começa e acaba no mesmo dia, significa que o elemento é reposto
ao fim do dia depois do horário de trabalhos. Assim sendo, o cálculo do risco para cada um dos
5 eventos no PdE será:
𝑅𝑖 = 𝑖 ∗ 𝑐𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝑡𝑑ℎ𝑡 ∗ 𝑓𝑒𝑥𝑝 (4.15)
Em que:
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i do PdE;
• 𝜆𝑖 : Taxa de avarias associado ao evento i;
• 𝑐𝑚𝑒𝑑 : Carga natural média do período da indisponibilidade no PdE;
4.6. Cálculo do Risco de cada Evento de um Ponto de Entrega Bialimentado 39
• 𝑡𝑑ℎ𝑡 : Tempo de restabelecimento dentro do horário de trabalhos;
• 𝑓𝑒𝑥𝑝 : Período da indisponibilidade num ano.
Se o tempo de emergência dentro do horário de trabalhos for aplicável, então o tempo de
restabelecimento vai ser o mínimo entre o tempo de emergência e o tempo médio de reposição:
𝑡𝑑ℎ𝑡 = min{𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑑ℎ𝑡 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.16)
Se o tempo de emergência dentro do horário de trabalhos não for aplicável, então o tempo
de restabelecimento vai ser o mínimo entre a duração da indisponibilidade e o tempo médio de
reposição:
𝑡𝑑ℎ𝑡 = min{𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.17)
Em que:
• 𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑑ℎ𝑡 : Tempo de emergência dentro do horário de trabalhos;
• 𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 : Tempo/duração da indisponibilidade;
• 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖: Tempo médio de reposição associado ao evento i.
4.6.3.2. Indisponibilidade com Início e Fim em Dias Diferentes
Se a indisponibilidade começa e acaba em diferentes dias, o tempo fora do horário de
trabalhos neste caso será considerado, visto que o elemento não é reposto em serviço ao fim
do dia e o incidente poderá ocorrer durante esse período. Assim sendo, o cálculo do risco para
cada um dos 5 eventos no PdE será:
𝑅𝑖 = (𝜆𝑖 ∗ (9
24∗ 𝑐𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝑡𝑑ℎ𝑡 +
24 − 9
24∗ 𝑐𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝑡𝑓ℎ𝑡)) ∗ 𝑓𝑒𝑥𝑝
(4.18)
Em que:
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i do PdE;
• 𝜆𝑖 : Taxa de avarias associado ao evento i;
40 Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega
• 𝑐𝑚𝑒𝑑 : Carga natural média do período da indisponibilidade no PdE;
• 𝑡𝑑ℎ𝑡 : Tempo de restabelecimento dentro do horário de trabalhos;
• 𝑡𝑓ℎ𝑡 : Tempo de restabelecimento fora do horário de trabalhos;
• 𝑓𝑒𝑥𝑝 : Período da indisponibilidade num ano.
Se os tempos de emergência dentro e fora do horário de trabalhos forem aplicáveis, então
o tempo de restabelecimento vai ser o mínimo entre os tempos de emergência e o tempo médio
de reposição:
𝑡𝑑ℎ𝑡 = min{𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑑ℎ𝑡 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.19)
𝑡𝑓ℎ𝑡 = min{𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑓ℎ𝑡 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.20)
Se os tempos de emergência dentro e fora do horário de trabalhos não forem aplicáveis,
então o tempo de restabelecimento vai ser o mínimo entre a duração da indisponibilidade e o
tempo médio de reposição:
𝑡𝑑ℎ𝑡 = min{𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.21)
𝑡𝑓ℎ𝑡 = min{𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 , 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖} (4.22)
Em que:
• 𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑑ℎ𝑡 : Tempo de emergência dentro do horário de trabalhos;
• 𝑡𝑒𝑚𝑒𝑟𝑔_𝑓ℎ𝑡 : Tempo de emergência fora do horário de trabalhos;
• 𝑡𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝 : Tempo/duração da indisponibilidade;
• 𝑡𝑚𝑒𝑑_𝑟𝑒𝑝𝑖 : Tempo médio de reposição associado ao evento i.
4.7. Risco Total do Ponto de Entrega 41
41
4.7. Risco Total do Ponto de Entrega
Para um PdE monoalimentado, o cálculo do risco total será o somatório do risco dos 5
eventos:
𝑅𝑃𝑑𝐸_𝑚𝑜𝑛𝑜 = ∑ 𝑅𝑖
5
𝑖=1
(4.23)
Em que:
• 𝑅𝑃𝑑𝐸_𝑚𝑜𝑛𝑜 : Risco do PdE monoalimentado;
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i do PdE.
Para um PdE bialimentado, o cálculo do risco total será de igual forma o somatório do risco
do risco dos 5 eventos, mas de todas as indisponibilidades existentes no PdE:
𝑅𝑃𝑑𝐸_𝑏𝑖 = ∑ (∑ 𝑅𝑖,𝑗
5
𝑖=1
)
𝑁
𝑗=1
(4.24)
Em que:
• 𝑅𝑃𝑑𝐸_𝑏𝑖 : Risco do PdE bialimentado;
• 𝑅𝑖,𝑗 : Risco associado ao evento i e à indisponibilidade j do PdE;
• 𝑁: Número de indisponibilidades j no PdE.
No caso de um PdE ser monoalimentado e bialimentado, o cálculo do risco total do PdE
será:
𝑅𝑃𝑑𝐸_𝑚𝑜𝑛𝑜_𝑏𝑖 = ∑ 𝑅𝑖
5
𝑖=1
+ ∑ (∑ 𝑅𝑖,𝑗
5
𝑖=1
)
𝑁
𝑗=1
(4.25)
42 Metodologia de Cálculo de Risco Anual por Ponto de Entrega
Em que:
• 𝑅𝑃𝑑𝐸_𝑚𝑜𝑛𝑜_𝑏𝑖 : Risco do PdE monoalimentado e bialimentado;
• 𝑅𝑖 : Risco associado ao evento i do PdE;
• 𝑅𝑖,𝑗 : Risco associado ao evento i e à indisponibilidade j do PdE;
• 𝑁: Número de indisponibilidades j no PdE.
4.8. Conclusão
A metodologia desenvolvida para obtenção do valor de risco anual por PdE foi eficaz no
processamento do elevado número de registos em análise, e teve em consideração a dimensão
e a frequência dos incidentes, as condições dos pontos de entrega e as características das
indisponibilidades.
Uma vez que não é possível prever a dimensão e a frequência do incidente que poderá
ocorrer, optou-se pelo somatório do risco dos 5 eventos, de modo a incluir todos os cenários
possíveis de incidente.
Nesta metodologia foi considerado sempre o “pior caso” nas condições de reposição de uma
indisponibilidade, uma vez que se pressupôs que o incidente poderia acontecer logo no início
do período da indisponibilidade. Ou seja, na impossibilidade da previsão, por exemplo, de que
o incidente ocorra perto do fim do período de indisponibilidade, não seria necessário utilizar o
tempo de reposição em emergência, mas sim o tempo até à conclusão da indisponibilidade.
De notar ainda que numa indisponibilidade sem reposição diária, a impossibilidade da
previsão de que um incidente ocorra no período das 9 horas de trabalho ou no período
complementar, optou-se por incluir os tempos de emergência dentro e fora do horário de
trabalhos.
43
Capítulo 5
5. Análise de Resultados dos Riscos Anuais por Ponto de Entrega
5.1. Introdução
Neste capítulo serão analisados os resultados dos cálculos do Risco dos PdE
monoalimentados e dos PdE bialimentados associados às indisponibilidades. Para a análise dos
respetivos PdE foram consideradas as indisponibilidades efetivamente realizadas, nas quais
estão incluídas as indisponibilidades planeadas e não planeadas (programadas, fortuitas e
forçadas) – Risco Anual Efetivo - e as indisponibilidades do PAI para o ano seguinte – Risco Anual
Previsto – sendo que neste caso foram usados dados do ano anterior. Os resultados dos riscos
por ano encontram-se documentados nas tabelas do Anexo A.
5.2. Risco dos PdE Monoalimentados
No Risco dos PdE monoalimentados verifica-se que não existe diferença substancial entre o
Risco Efetivo e o Risco Previsto, o que seria expectável pois nos PdE monoalimentados não são
consideradas indisponibilidades. No cálculo do Risco Previsto utilizam-se as cargas, as taxas de
falhas e os tempos médios de reposição do ano anterior, o que não iria influenciar nos
resultados. Assim sendo, a análise de resultados é realizada apenas ao Risco Efetivo de cada
ano.
5.2.1. Risco Anual Global dos PdE Monoalimentados
Na figura 8 apresentam-se os valores do risco anual global dos PdE monoalimentados dos
anos em análise.
44 Análise de Resultados dos Riscos Anuais por Ponto de Entrega
A partir da figura 8 verifica-se uma diminuição dos valores do risco global que poderá
justificar-se pela redução dos consumos de clientes MAT ou instalações de entrega à distribuição
combinada com a redução das taxas de falhas e tempos médios de reposição.
5.2.2. Risco Anual dos PdE Monoalimentados
No cálculo dos valores do risco dos PdE monoalimentados verificou-se que existia uma
grande diferença entre os clientes MAT e as instalações de entrega à distribuição, pelo facto
de os clientes MAT não terem recurso aos seus consumos e as instalações de entrega à
distribuição terem recurso rápido aos respetivos consumos.
Assim, apresentam-se de seguida as figuras 9 e 10 com os riscos dos PdE monoalimentados
dos clientes MAT e das instalações de entrega à distribuição, separadamente, dado que os
valores finais são de dimensões bastante diferentes.
Figura 8 - Risco dos PdE Monoalimentados.
5.2. Risco dos PdE Monoalimentados 45
A partir da figura 9 verifica-se que os riscos dos PdE dos clientes MAT não variam
significativamente ao longo dos anos, excetuando-se o PdE 17 que tem tido valores
decrescentes. Isto é justificado pela ligeira e gradual redução do valor das taxas de falhas e da
ligeira redução dos seus consumos entre os anos de 2015 e 2016.
A partir da figura 10 verificam-se valores de risco nestes PdE tipicamente mais reduzidos
que nos PdE monoalimentados dos clientes MAT, conforme dito anteriormente, por estes terem
recurso rápido aos seus consumos, que é obrigatório em termos regulamentares. No PdE 37
Figura 9 – Risco dos PdE Monoalimentados – Clientes MAT.
Figura 10 - Risco dos PdE Monoalimentados – Entrega à Distribuição.
46 Análise de Resultados dos Riscos Anuais por Ponto de Entrega
existe uma alteração significativa do valor do risco entre os anos 2015 e 2016, por existir um
grande aumento das taxas de falhas. No PdE 46 verificam-se valores decrescentes justificados
pela ligeira e gradual redução das taxas de falhas. Os PdE 20 e 29 estiveram pontualmente
monoalimentados nos anos 2016 e 2015, respetivamente, e os PdE 19 e 34 entraram em
exploração no final de 2017 com essa configuração.
5.3. Riscos dos PdE Bialimentados
O risco dos PdE bialimentados depende da existência de indisponibilidades de elementos de
rede que o coloquem a alimentar os consumos através de um só elemento de rede. Ou seja,
pode haver PdE que sejam bialimentados mas cujo risco seja zero pelo facto de não terem
ocorrido quaisquer indisponibilidades no ano em análise.
Tal como referido na introdução do capítulo, a análise de risco dos PdE bialimentados será
realizada utilizando dois conjuntos distintos de indisponibilidades: as previstas no plano anual
(Risco Previsto) e as do plano efetivamente realizado (Risco Efetivo). Esta abordagem é
necessária porque o plano para o ano seguinte é elaborado até final de novembro, sendo que
antes das indisponibilidades ocorrerem efetivamente é necessário ter em consideração
eventuais limitações de rede, geração ou outros fatores que implicam alterações ao previsto.
Dessa forma pretende-se quantificar o risco na perspetiva de “antes” e “depois”, criando
adicionalmente uma base de conhecimento para o Gestor do Sistema.
No cálculo dos valores do risco dos PdE Bialimentados verificou-se que tipicamente existiam
valores superiores das instalações de Entrega à Distribuição relativamente aos Clientes MAT,
em oposição ao que se verifica relativamente aos PdE monoalimentados.
5.3.1. Risco Anual Global dos PdE Bialimentados
Tendo em consideração a totalidade das indisponibilidades dos PdE bialimentados nos anos
em análise, é possível obter os resultados apresentados na figura 11, para o caso das
indisponibilidades previstas e para o caso das efetivas, respetivamente.
5.3. Riscos dos PdE Bialimentados 47
Verificam-se diferentes valores de Risco Efetivo nos diferentes anos, que se justifica pelas
diferentes contribuições de indisponibilidades associadas aos PdE bialimentados, uma vez que
irão variar na frequência da exposição ao risco combinada com os valores de cargas das
instalações e possibilidades de recurso, e as respetivas taxas de falha e tempos médios de
reposição dos elementos que ficam em serviço. O Risco Previsto apresentado tem sido mais
elevado que o Risco Efetivo, justificando-se pelo facto das indisponibilidades colocadas no PAI
serem sujeitas a uma análise mitigadora ao respetivo Risco associado, e traduzindo-se em
alterações significativas durante a sua efetiva realização.
5.3.2. Top 3 do Risco Efetivo dos PdE Bialimentados, por ano
O risco anual global efetivo dos PdE bialimentados mostra o agregado anual de todos os
PdE. Para uma análise mais detalhada importa conhecer a distribuição do risco por cada PdE,
em cada ano. Procura-se perceber se há algum PdE dominante em termos de risco em cada ano
ou se, pelo contrário, os riscos são distribuídos de forma equitativa. No entanto, a análise por
todos os PdE teria demasiada informação, pelo que se optou por limitar os resultados a 3 PdE
que apresentassem o maior valor de risco, designado por “top 3”, realizando uma análise
justificativa dos resultados. Além do Risco Efetivo apresenta-se ainda para esse “top 3”, para
efeitos de comparação, os respetivos valores de Risco Previsto.
Figura 11 - Risco dos PdE Bialimentados.
48 Análise de Resultados dos Riscos Anuais por Ponto de Entrega
5.3.2.1. Risco em 2014
No gráfico da figura 12 apresenta-se o contributo dos 3 PdE com Risco Efetivo mais elevado
para o ano de 2014 relativamente aos restantes PdE, verificando-se que esse peso representa
62% do risco global dos PdE bialimentados. Os 3 PdE com maior risco apresentam uma
distribuição de risco equitativa, não havendo um claro domínio de um PdE.
Apresenta-se de seguida na figura 13 os respetivos valores dos 3 PdE com Risco Efetivo mais
elevado e os respetivos valores do Risco Previsto para esse mesmo ano.
Figura 12 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2014.
Figura 13 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2014.
5.3. Riscos dos PdE Bialimentados 49
A partir da figura anterior verifica-se que apenas no caso do PdE 45 o Risco Previsto é muito
superior ao Risco Efetivo (10 vezes maior); nos outros dois casos o Risco Previsto é ligeiramente
inferior ao Risco Efetivo.
O PdE 47 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 70 MW e dispondo de
recurso a cerca de 70% dos seus consumos. Neste PdE o valor elevado de Risco Efetivo deve-se
essencialmente a uma indisponibilidade não planeada para reparação de uma avaria, sem
possibilidade de interrupção em situação de emergência, com uma duração de cerca de 3
semanas. Relativamente ao valor de Risco Previsto é justificado por uma indisponibilidade de
1 transformador com duração de 1 semana e sem possibilidade de interrupção em situação de
emergência. A indisponibilidade não foi realizada nesse ano.
O PdE 44 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 60 MW e dispondo de
recurso à totalidade dos seus consumos. Neste PdE o valor elevado de Risco Efetivo deve-se
essencialmente a uma indisponibilidade não planeada de um transformador com duração de 1
semana e outras indisponibilidades desse elemento de menor duração, cujo valor da taxa de
avarias do transformador em serviço é significativamente superior à média global.
Relativamente ao valor de Risco Previsto é justificado por 2 indisponibilidades dos
transformadores com duração de 1 semana, mas essas indisponibilidades não foram realizadas
nesse ano.
O PdE 45 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 150 MW e só dispondo
de recurso a cerca de 20% dos seus consumos. Neste PdE o valor de Risco Efetivo deve-se a 4
indisponibilidades planeadas de uma linha durante 4 fins de semana, com tempo de reposição
em emergência de 1 dia e cujo valor da taxa de avarias da linha em serviço é significativamente
inferior à média global. Relativamente ao valor de Risco Previsto é justificado por 2
indisponibilidades de uma linha com duração de 1 semana, sem possibilidade de interrupção
em situação de emergência. Estas indisponibilidades foram efetivamente realizadas em
condições mais favoráveis conforme anteriormente indicadas.
5.3.2.2. Risco em 2015
No gráfico da figura 14 apresenta-se o contributo dos 3 PdE com Risco Efetivo mais elevado
para o ano de 2015 relativamente aos restantes PdE, verificando-se que esse peso representa
52% do risco global dos PdE bialimentados. Os 3 PdE com maior risco apresentam uma
distribuição de risco equitativa, não havendo um claro domínio de um PdE.
50 Análise de Resultados dos Riscos Anuais por Ponto de Entrega
Apresenta-se de seguida na figura 15 os respetivos valores dos 3 PdE com Risco Efetivo mais
elevado e os respetivos valores do Risco Previsto para esse mesmo ano.
O PdE 44 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 60 MW e dispondo de
recurso à totalidade dos seus consumos. Neste PdE o valor elevado de Risco Efetivo deve-se
essencialmente a uma indisponibilidade planeada de um transformador com duração de 1
semana e outras indisponibilidades não planeadas desse elemento de menor duração, cujo valor
da taxa de avarias do transformador em serviço é significativamente superior à média global.
Relativamente ao valor de Risco Previsto é justificado por 2 indisponibilidades dos
transformadores com duração de 1 semana, tendo essas indisponibilidades sido realizadas.
Figura 14 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2015.
Figura 15 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2015.
5.3. Riscos dos PdE Bialimentados 51
O PdE 35 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 40 MW e dispondo de
recurso a cerca de 50% dos seus consumos. Neste PdE o valor elevado de Risco Efetivo justifica-
se pelas várias indisponibilidades diárias planeadas e não planeadas de transformadores e linhas
conjugado com a reduzida capacidade de recurso aos consumos. O valor de Risco Previsto é
inferior ao Risco Efetivo por considerar apenas parte das indisponibilidades que efetivamente
ocorreram nesse ano.
O PdE 48 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 40 MW e dispondo de
recurso à totalidade dos seus consumos. Neste PdE o valor elevado de Risco Efetivo deve-se
essencialmente a indisponibilidades não planeadas, destacando-se uma indisponibilidade
forçada para reparação de uma linha com duração de 1 semana, e pelos valores elevados das
taxas de avarias das linhas deste PdE. Relativamente ao valor elevado do Risco Previsto é
justificado por várias indisponibilidades de linhas, com destaque para 2 delas com durações de
cerca de 3 semanas que não foram realizadas.
5.3.2.3. Risco em 2016
No gráfico da figura 16 apresenta-se o contributo dos respetivos 3 PdE com Risco Efetivo
mais elevado para o ano de 2016 relativamente aos restantes PdE, verificando-se que esse peso
representa 65% do risco global dos PdE bialimentados. Os 3 PdE com maior risco apresentam
uma distribuição de risco heterogénea, havendo um claro domínio do PdE 39.
Apresenta-se de seguida na figura 17 os respetivos valores dos 3 PdE com Risco Efetivo mais
elevado e os respetivos valores do Risco Previsto para esse mesmo ano.
Figura 16 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2016.
52 Análise de Resultados dos Riscos Anuais por Ponto de Entrega
O PdE 31 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 100 MW e dispondo de
recurso à totalidade dos seus consumos. Neste PdE o valor elevado de Risco Efetivo deve-se
essencialmente a 2 indisponibilidades planeadas de linhas, uma delas com duração de 3 meses
e meio com uma taxa de falhas reduzida da linha que ficou ao serviço, e outra com duração de
2 semanas, mas uma taxa de falhas elevada da linha que ficou ao serviço. O Risco Previsto é
inferior ao Risco Efetivo pelo facto de na previsão ter-se considerado um perfil de carga na
instalação com uma média de cerca de 60 MW.
O PdE 43 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 80 MW e só dispondo de
recurso a cerca de 15% dos seus consumos. Neste PdE o valor de Risco Efetivo deve-se a uma só
indisponibilidade não planeada durante 3 dias, para reparação de uma avaria num
transformador, com tempo de reposição em emergência de 2 dias. Não existe Risco Previsto
por não terem sido planeadas indisponibilidades nesse ano.
O PdE 48 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 40 MW e dispondo de
recurso à totalidade dos seus consumos. Neste PdE o valor elevado de Risco Efetivo deve-se
essencialmente a indisponibilidades planeadas de linhas e transformadores, destacando-se uma
indisponibilidade de um transformador com duração de 1 mês e meio com taxa de avarias
elevada do transformador que ficou em serviço, outra indisponibilidade de um transformador
com duração de 1 mês e meio com taxa de avarias reduzida do transformador que ficou em
serviço, e pelos valores elevados das taxas de avarias das linhas deste PdE. Relativamente ao
valor elevado do Risco Previsto é justificado por estarem previstas as indisponibilidades das 2
linhas com durações de 1 mês cada, mas que foram efetivamente realizadas em 4 dias.
Figura 17 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2016.
5.3. Riscos dos PdE Bialimentados 53
5.3.2.4. Risco em 2017
No gráfico da figura 18 apresenta-se o contributo dos respetivos 3 PdE com Risco Efetivo
mais elevado para o ano de 2017, verificando-se que esse peso representa 96% do risco global
dos PdE bialimentados. Neste ano destaca-se claramente o PdE 31 com 91% de influência.
Apresenta-se de seguida na figura 19 os respetivos valores dos 3 PdE com Risco Efetivo mais
elevado e os respetivos valores do Risco Previsto para esse mesmo ano.
O PdE 31 é caracterizado, neste ano, por ter uma média de cargas de cerca de 90 MW e
dispondo de recurso à totalidade dos seus consumos. Neste PdE o valor muito elevado de Risco
efetivo deve-se essencialmente a uma indisponibilidade planeada de uma linha com duração de
Figura 18 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2017.
Figura 19 - Risco Efetivo dos PdE Bialimentados no ano de 2017.
54 Análise de Resultados dos Riscos Anuais por Ponto de Entrega
4 meses com uma taxa de falhas elevada da linha que ficou ao serviço. Não existe Risco Previsto
por não ter sido considerada a indisponibilidade da linha acima indicada na elaboração inicial
do PAI, mas que posteriormente foi incluída numa revisão do mesmo.
O PdE 33 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 10 MW e dispondo de
recurso à totalidade dos seus consumos. Neste PdE o valor elevado de Risco Efetivo deve-se
essencialmente a uma indisponibilidade planeada de uma linha com duração de 10 dias e outras
indisponibilidades planeadas de menor duração. O valor de Risco Previsto foi inferior ao valor
do Risco Efetivo por não ter sido considerada a indisponibilidade da linha acima indicada com
duração de 10 dias na elaboração inicial do PAI, mas que posteriormente foi incluída numa
revisão do mesmo.
O PdE 27 é caracterizado por ter uma média de cargas de cerca de 60 MW e dispondo de
recurso à totalidade dos seus consumos. Neste PdE o valor elevado de Risco Efetivo deve-se
essencialmente a indisponibilidades planeadas de linhas com duração de 5 dias com reposição
diária e com uma taxa de falhas elevada da linha que ficou ao serviço. O valor de Risco Previsto
foi semelhante ao valor do Risco Efetivo por terem sido realizadas as indisponibilidades
conforme o previsto na versão inicial do PAI que justificaram o valor do Risco Efetivo.
5.4. Conclusão
Nas análises dos resultados apresentados demonstrou-se:
• A existência de valores elevados de risco nos PdE monoalimentados que não
possuem recurso aos seus consumos;
• A relação direta entre as alterações do risco e das taxas de falhas, que justificaram
subidas e descidas significativas entre diferentes anos dos respetivos PdE
monoalimentados;
• A relação direta entre o elevado risco nos PdE bialimentados e as taxas de falha dos
elementos que ficam em serviço durante as respetivas indisponibilidades;
• A importância do recurso à totalidade dos consumos pela distribuição que
minimizam os riscos globais nos PdE bialimentados.
55
Capítulo 6
Conclusões e Trabalhos Futuros
6.1. Conclusões
A dissertação teve como objetivo o desenvolvimento de uma metodologia de cálculo de
risco anual por PdE associado às indisponibilidades, que permita ao Gestor do Sistema obter os
valores históricos de risco e os associados aos planos anuais de indisponibilidades para os anos
seguintes.
O uso de macros da ferramenta Microsoft Excel-VBA foi de extrema importância e eficácia
ao longo do processo de automatização de cálculo dos riscos do período 2014-2018, tendo em
conta a dimensão da lista de trabalhos, cerca de 6500 registos relativos aos planos anuais de
indisponibilidades e cerca de 21000 registos relativos a todos os trabalhos realizados na RNT.
Do montante global destes registos, foram filtradas as indisponibilidades das linhas e dos
transformadores pertencentes aos 50 PdE em média, pois o número de PdE em análise variou
ao longo dos anos devido a entradas em serviço de novas instalações ou entradas em serviço de
novas linhas ou transformadores em instalações em exploração.
Os resultados dos riscos obtidos, através da ferramenta, permitiram comprovar o expectável
relativamente aos riscos dos PdE monoalimentados, uma vez que foram bastante destacados
comparativamente ao risco dos PdE bialimentados pois estão expostos ao risco durante todo o
ano. Os PdE que influenciam fortemente o valor global do risco dos bialimentados alternam ao
longo dos anos, uma vez que dependem muito do nº de indisponibilidades, da sua duração e da
época do ano, da possibilidade de recurso, da taxa de avarias e do valor médio da carga,
enquanto os riscos dos PdE monoalimentados são praticamente constantes, apesar de se
verificarem que os valores mais elevados de risco desde 2014 a 2017 têm vindo a decrescer,
resultante de uma gradual diminuição das taxas de falhas ao longo dos últimos anos. Assim,
considera-se que foram atendidas as expetativas quanto aos resultados obtidos e pretendidos
pelo Gestor do Sistema, comprovando-se a eficácia da metodologia aplicada.
A quantificação do risco demonstrou uma perspetiva mais concreta e objetiva relativamente
à influência das indisponibilidades realizadas em linhas e transformadores da RNT em PdE
bialimentados. Esta quantificação permitirá ao ORT, que visa a procura de custos mais baixos
e de maior eficiência na operação, a prevenção e minimização dos riscos dos PdE mais críticos
e a identificação da melhor alocação de investimentos nas infraestruturas de rede com o
objetivo da melhoria da continuidade de serviço em termos globais. Esta base de conhecimento,
agora disponibilizada ao Gestor do Sistema, poderá resultar numa mudança no paradigma do
planeamento e respetiva autorização das indisponibilidades em instalações bialimentadas.
56 Conclusões e Trabalhos Futuros
Findada a dissertação e fazendo uma retrospetiva ao trabalho desenvolvido, concluo que os
objetivos pretendidos foram alcançados. Além de permitir quantificar o risco anual por PdE
bialimentados e monoalimentados, foi também possível apresentar o risco global de cada ano.
Complementarmente poder-se-á também utilizar a ferramenta desenvolvida para a análise
do risco de uma determinada indisponibilidade em concreto que o Gestor de Sistema pretenda
realizar e comparar com os valores de referência globais anuais.
6.2. Trabalhos Futuros
O principal foco da presente dissertação foi a realização da automatização de uma
metodologia de cálculo do risco anual por PdE dos valores históricos de risco e dos valores
previstos de risco nos planos anuais de indisponibilidades.
No entanto, o cálculo do risco previsto apenas se baseou em registos do ano anterior, tais
como os registos da carga natural, das taxas de falhas e dos tempos médios de reposição. Do
ponto de vista de melhoria dos valores de risco previsto, seria vantajoso considerar a previsão
das cargas para os anos seguintes.
Outros aspetos a considerar para melhoria dos resultados dos valores dos riscos previstos e
efetivos associado às indisponibilidades: aplicar taxas de falhas mensais, dado que as taxas de
falhas dos elementos revelaram uma elevada influência na precisão dos resultados obtidos;
aplicar taxas de falhas associadas a indisponibilidades de linhas com curta duração que não
considerem determinadas falhas que, tipicamente, são excluídas na respetiva autorização de
viabilidade condicionada, como por exemplo, a ausência de descargas atmosféricas ou
incêndios na proximidade do corredor da linha que fica em serviço.
57
Anexo A
A1 — Tabelas dos Resultados do Risco Anual por PdE
Previsto Mono Previsto Bi Efetivo Mono Efetivo Bi
PdE 1 1,529548 1,575878
PdE 2 0 0,000003
PdE 3 0 0,000112
PdE 4 0 0,000034
PdE 5 0 0,000011
PdE 6 2,091057 2,563831
PdE 7 0 0,000022
PdE 8 0,000098 0,000078
PdE 9 0 0,000006
PdE 10 0,000067 0,001295
PdE 11 0,000234 0,000077
PdE 12 0,000169 0,010761
PdE 13 0,000012 0,000111
PdE 14 0 0,000001
PdE 15 0,000098 0,000020
PdE 16 15,858419 13,650080
PdE 17 83,203215 76,778478
PdE 18 0,326227 0,387132
PdE 19
PdE 20
PdE 21 0,000736 0,000240
PdE 22 0,031465 0,001155
PdE 23 0 0
PdE 24 0 0
PdE 25 0 0,001650
PdE 26 0,003540 0,001299
PdE 27 0 0,000108
PdE 28 0,124094 0 0,151060 0,004831
PdE 29
PdE 30 0 0,000121
PdE 31 0,013543 0,005301
PdE 32 0 0,000025
PdE 33 0 0,008250
PdE 34
PdE 35 0,009492 0,003394
PdE 36 0 0,000138
PdE 37 0,007752 0,011315
PdE 38 0 0,000013
PdE 39 0 0
PdE 40 0 0
PdE 41 0 0,000442
PdE 42 0 0,002430
PdE 43 0 0,000127
PdE 44 0 0,056279
PdE 45 0,439610 0,043896
PdE 46 0,554213 0,447410
PdE 47 0 0,086915
PdE 48 0,011440 0,000004
PdE 49 0 0
PdE 50 0 0,000470
Soma 0,510504 95,565183 0,229620
CódigoRisco 2014 [MWh]
Tabela 1 – Risco Previsto e Risco Efetivo no ano de 2014.
Tabela 2 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015Tabela 3 –
Risco Previsto e Efetivo dos PdE no ano de 2014
Tabela 4 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 5 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016Tabela 6 -
Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015Tabela 7 – Risco Previsto e Efetivo dos PdE no ano de 2014
Tabela 8 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015Tabela 9 –
Risco Previsto e Efetivo dos PdE no ano de 2014
Tabela 10 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 11 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016Tabela 12
- Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 13 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 14 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017Tabela 15
- Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016Tabela 16 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 17 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016Tabela 18
- Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015Tabela 19 – Risco Previsto e Efetivo dos PdE no ano de 2014
Tabela 20 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015Tabela 21
– Risco Previsto e Efetivo dos PdE no ano de 2014
Tabela 22 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 23 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016Tabela 24
- Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015Tabela 25 – Risco Previsto e Efetivo dos PdE no ano de 2014
Tabela 26 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015Tabela 27
– Risco Previsto e Efetivo dos PdE no ano de 2014
58 Anexo A
Tabela 2 – Risco Previsto e Risco Efetivo no ano de 2015.
Tabela 1809 - Risco Previsto e Efetivo no ano de
2016Tabela 1810 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 1811 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 1812 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 1813 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016Tabela 1814 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 1815 - Risco Previsto e Efetivo no ano de
2016Tabela 1816 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 1817 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 1818 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 1819 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 1820 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 1821 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 1822 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 1823 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 1824 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016Tabela 1825 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 1826 - Risco Previsto e Efetivo no ano de
2016Tabela 1827 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 1828 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 1829 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 1830 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016Tabela 1831 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 1832 - Risco Previsto e Efetivo no ano de
2016Tabela 1833 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2015
Tabela 1834 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 1835 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 1836 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 1837 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabelas dos Resultados do Risco Anual por PdE 59
Tabela 3 - Risco Previsto e Risco Efetivo no ano de 2016.
Tabela 3057 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 3058 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 3059 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3060 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 3061 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 3062 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 3063 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 3064 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3065 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3066 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3067 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 3068 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 3069 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 3070 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 3071 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3072 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 3073 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 3074 - Risco Previsto e Efetivo do ano de
2017Tabela 3075 - Risco Previsto e Efetivo no ano de 2016
Tabela 3076 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3077 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3078 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3079 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3080 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3081 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
60 Anexo A
Tabela 4 - Risco Previsto e Risco Efetivo do ano de 2017.
Tabela 3632 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3633 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3634 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3635 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3636 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3637 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3638 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3639 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3640 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3641 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3642 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3643 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3644 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3645 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3646 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3647 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3648 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3649 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3650 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabela 3651 - Risco Previsto e Efetivo do ano de 2017
Tabelas dos Resultados do Risco Anual por PdE 61
Tabela 5 - Risco Previsto do ano de 2018.
Tabela 3759 - Risco Previsto do ano de 2018
Tabela 3760 - Risco Previsto do ano de 2018
Tabela 3761 - Risco Previsto do ano de 2018
Tabela 3762 - Risco Previsto do ano de 2018
Tabela 3763 - Risco Previsto do ano de 2018
Tabela 3764 - Risco Previsto do ano de 2018
Tabela 3765 - Risco Previsto do ano de 2018
Referências 63
Referências
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http://www.erse.pt/pt/electricidade/actividadesdosector/Paginas/default.aspx
(último acesso em 2018-01-06).
[6] ERSE. URL: http://www.erse.pt/pt/electricidade/Paginas/default.aspx (último acesso
em 2018-01-06).
[7] “Decreto-Lei n.o 29/2006 de 15 de Fevereiro do Ministério da Economia da Inovação e
do Desenvolvimento”, 2006-02-15, no. 4, pp. 1189–1203, 2006.
[8] REN. URL: https://www.ren.pt/pt-
PT/o_que_fazemos/eletricidade/o_setor_eletrico/#5 (último acesso em 2018-01-07).
[9] ERSE. URL:
http://www.erse.pt/pt/electricidade/actividadesdosector/transporte/Paginas/RedeN
acionaldeTransporteRNT.aspx (último acesso em 2018-01-08).
[10] REN, “Caracterização da Rede Nacional de Transporte para Efeitos de Acesso à Rede”,
2016.
[11] REN, “Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede Nacional de Transporte 2016-
2025”, 2016.
[12] REN. URL:
https://www.ren.pt/pt-
PT/o_que_fazemos/eletricidade/cadeia_de_valor_da_rede_de_transporte/#1
(último acesso em: 2018-01-10).
[13] “REN - GS missão e funções 2017”, 2017. ed. Documentos Internos.
64 Referências
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sistema,” 2014.
[16] ERSE, “Regulamento da Qualidade de Serviço do Setor Elétrico e Setor do Gás Natural”,
2017.
[17] REN, “Relatório de Qualidade de Serviço de Eletricidade 2016”, 2016.
[18] ERSE, “Manual de Procedimentos da Qualidade de Serviço do Setor Elétrico e Setor do
Gás Natural”, 2017.
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[20] ENTSO-E. Coordinated Security Analysis Methodologies - Risk Management. 2016.
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[22] R. Billinton, Reliability Evaluation of Power Systems, vol. 30, no. 6. 1984.
[23] ENTSO-E. “R. Assessment, “Appendix 3: Operational Security,” no. March, pp. 1–41,
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[24] ENTSO-E. R. Assessment, “P3 - Policy 3: Operational Security,” no. March, pp. 1–21,
2009.
[25] ERSE. Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema do Setor Elétrico. Abril,
2014.
[26] Ministério da Economia, da Inovação e do Desenvolvimento, “Portaria n.º 596/2010
de,” Diário da República, vol. 147, 2010.
[27] Portal ERSE – Sub-Regulamentação. URL:
http://www.erse.pt/pt/electricidade/regulamentos/tarifario/Paginas/SubReg.aspx?
master=ErsePrint.master (último acesso em 2017-11-04).
[28] ERSE. Despacho n.º 18138/2009 – Incentivo ao aumento da disponibilidade dos
elementos da RNT e à manutenção de equipamento em fim da vida útil. Diário da
República, 2.ª série – N.º 150 – 5 de Agosto de 2009.
[29] REN. Processamento dos pedidos relacionados com a programação de trabalhos.
Fevereiro, 2014. Ed. Documentos Internos.
Referências 65
[30] REN. Regras da Análise de Indisponibilidades de Transformadores. Março, 2007. Ed.
Documentos Internos.
[31] REN. Manual de utilização e preenchimento da aplicação GestSEN. Dezembro, 2013.
Ed. Documentos Internos.
[32] A. Alice D. S. Lima, “Desenvolvimento de Indicadores de Risco associados com a
Indisponibilidade de Elementos da Rede Nacional de Transporte,” 2017.